En lo que llevamos de semana, en el mercado eléctrico MIBEL los precios han disminuido respecto a los primeros cuatro días de la semana pasada, y se ha ubicado en el grupo de mercados europeos de menor precio, mientras que en el resto de mercados del continente los precios han subido en el mismo período. Según AleaSoft, el aumento de la producción eólica es la causa principal de la bajada de precios de MIBEL.
En los primeros cuatro días de esta semana del 6 de mayo, el precio del mercado eléctrico MIBEL ha disminuido un 11% respecto a los primeros cuatro días de la semana pasada. De hecho, MIBEL es el único mercado eléctrico europeo en el que han bajado los precios esta semana. El precio promedio del 6 al 9 de mayo fue de 47,38 €/MWh para España y de 47,71 €/MWh para Portugal. A pesar de que el lunes 6 de mayo el mercado MIBEL fue nuevamente el de precio promedio diario más alto entre los principales mercados de Europa, con 53,05 €/MWh, los siguientes tres días se ha colocado en el grupo de mercados europeos con precios más bajos. Según AleaSoft, la producción eólica ibérica, que ha aumentado un 37% respecto a la semana pasada, es la causa fundamental de la disminución de los precios de electricidad en la península ibérica en lo que llevamos de semana.
Sin embargo, el hecho más llamativo de esta semana en el sistema eléctrico español se produjo el martes por la noche en los mercados de ajuste, cuando la caída de una central térmica y una mala previsión de la demanda y de la producción eólica, provocó que el precio de regulación secundaria a subir alcanzara los 11 498,85 €/MWh a la hora 21. Este hecho refuerza la importancia de contar con buenas previsiones en el sector de la energía.
Mercados eléctricos europeos
Como se anticipó anteriormente, en el resto de Europa los precios de los mercados de electricidad han aumentado en lo que va de semana, entre el 1,1% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 24% del mercado Nord Pool de los países nórdicos, al ser comparados con los de los primeros cuatro días de la semana pasada. La causa fundamental de este incremento es el aumento de la demanda eléctrica después del festivo del 1 de mayo de la semana pasada, además de que las temperaturas han bajado esta semana en gran parte del continente. También el precio del CO~2~, que esta semana ha vuelto a estar por encima de 26 €/t, es otra de las causas del aumento de los precios en los mercados de electricidad en Europa.
En el grupo de mercados europeos con precios más bajos, los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos, además del mercado MIBEL de España y Portugal, han estado muy alineados con precios en torno a los 45 €/MWh de media, aunque el día 7 de mayo se situaron alrededor de 50 €/MWh. También el mercado Nord Pool de los países nórdicos está en el grupo de mercados con precios más bajos, en este caso con precios alrededor de 43 €/MWh. En el grupo de mercados con precios más altos, esta semana se encuentran el mercado N2EX de Gran Bretaña, con precios alrededor de 50 €/MWh y el mercado IPEX de Italia, que ha estado alrededor de los 60 €/MWh.
Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
Brent, combustibles y CO~2~
El precio de los futuros del petróleo Brent para el mes de julio en el mercado ICE se situó este miércoles 8 de mayo en 70,37 $/bbl, después de que el martes anterior cayera a 69,88 $/bbl, su valor más bajo en cinco semanas. Este mercado continúa marcado por las crecientes tensiones entre Estados Unidos e Irán, la inestabilidad política en Venezuela y los recortes de la OPEP. A estos factores se suma también la disputa comercial entre Estados Unidos y China.
Los futuros de gas TTF para junio en el mercado ICE continúan estables con valores un poco por encima de 14 €/MWh. Ayer 8 de mayo cerraron en 14,32 €/MWh.
Los futuros de carbón API 2 para junio de 2019 tuvieron la semana pasada un incremento considerable el viernes 3 de mayo, cuando alcanzaron los 63,35 $/t. Esta semana han continuado alrededor de los 63 $/t, cerrando ayer 8 de mayo en 63,30 $/t.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO~2~ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019 han vuelvo a la tendencia creciente desde comienzos de mayo, cerrando este miércoles 8 de mayo en 26,92 €/t, 6,8% más que el viernes 3 de mayo.
Futuros de electricidad
Esta semana los futuros de electricidad están siguiendo una tendencia creciente, en paralelo al comportamiento de los futuros de CO~2~.
Los futuros de España en los mercados OMIP y EEX, así como los de Portugal en el mercado OMIP, para el tercer trimestre de 2019 y para el año 2020, se han estado negociando esta semana alrededor de los 56 €/MWh, con incrementos de hasta 1,4% respecto a la sesión del viernes 3 de mayo.
Los crecimientos de los futuros de Francia y Alemania para el próximo trimestre y año en el mercado EEX respecto a la sesión del 3 de mayo son algo mayores, de hasta un 3,6%. En la sesión de ayer 8 de mayo, los futuros de Francia para el tercer trimestre cerraron en 45,49 €/MWh y los del año 2020 en 52,96 €/MWh. En el caso de Alemania, el precio de liquidación del 8 de mayo fue de 44,50 €/MWh y 49,63 €/MWh para el próximo trimestre y año respectivamente.
España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
La demanda eléctrica de España peninsular ha subido un 9,1% en los primeros tres días de esta semana, del 6 al 8 de mayo, respecto a los primeros tres días de la semana pasada. Esto se debe al efecto del festivo nacional del 1 de mayo. Según los cálculos realizados por AleaSoft, una vez corregido el efecto del festivo, el crecimiento ha sido de 1,7%. Se espera que en lo que queda de esta semana la temperatura media de España peninsular suba hasta tres grados, por lo que la demanda eléctrica aumentará.
La producción eólica en el territorio peninsular se ha incrementado un 27% en lo que va de semana si se compara con los valores medios de la semana anterior. En AleaSoft se espera, que la producción eólica sufra una disminución la próxima semana respecto a los valores de esta semana.
En cuanto a la producción solar, que incluye a la fotovoltaica y la termosolar, ha caído un 26% en lo que va de semana, en comparación con la producción media de la semana pasada. Sin embargo, se espera que la producción con esta tecnología aumente la siguiente semana.
La central nuclear Ascó II continúa en una parada programada por recarga de combustible desde el 27 de abril pasado, y se espera que vuelva a funcionar el 31 de mayo.
Durante los primeros tres días de esta semana, la producción hidroeléctrica ha estado un 14% por debajo de los valores de la semana anterior.
Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.
La tendencia creciente de las reservas hidroeléctricas continuó la semana pasada, esta vez han aumentado 374 GWh en comparación con la semana anterior. Actualmente se encuentran en 12 223 GWh, que representa un 53% de la capacidad total, de acuerdo con la información publicada en el Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios