La semana pasada dejó noticias muy positivas en cuanto a la producción renovable. En Alemania se alcanzó un récord de producción solar diaria para un enero y la producción eólica aumentó en la mayor parte del continente. En los mercados de futuros, los precios del gas TTF y del carbón API 2 alcanzaron mínimos históricos de dos años. Los precios de los mercados eléctricos bajaron en gran parte de Europa y esta semana se espera que suban en general, debido a la bajada de la producción eólica.
Producción solar fotovoltaica y termosolar, producción eólica y demanda eléctrica
El mercado alemán marcó un récord de producción solar máxima diaria para el mes de enero, con 66 GWh producidos el pasado día 16. Este mercado tuvo una recuperación semanal del 66%. De forma general, la semana pasada predominaron las bajadas de la producción solar en los mercados eléctricos europeos respecto a la del 6 de enero. Para los mercados de la península ibérica, las caídas fueron del 32% y 29% respectivamente en Portugal y España, de igual modo en el italiano fue del 9,6%. El nivel medio de la producción solar disminuyó en Francia de lunes a miércoles, pero se recuperó a finales de semana y alcanzó un incremento semanal del 0,4%.
Los primeros 19 días de enero fueron favorables para la generación con tecnología solar. El mercado de Alemania lidera los ascensos interanuales con un incremento del 80%. En el caso de España se registró un aumento del 19%. Mientras que, en el resto de los mercados las subidas fueron entre el 12% y 13%.
Para esta semana se prevén disminuciones de la producción solar en los mercados de España e Italia, mientras que en Alemania se espera que continúe aumentando.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Los fuertes vientos de los temporales de la semana pasada e inicios de la actual sobre la península ibérica propiciaron que se sobrepasara el doble de la producción eólica de la semana anterior. En el mercado portugués la generación con energía eólica superó el triple de los siete días anteriores, con un aumento del 240%. Por otra parte, en España el ascenso fue de más del doble, registrándose un incremento del 148%. La situación para el mercado italiano fue totalmente diferente, al sufrir una caída del 31%.
A pesar de estas subidas semanales, la producción eólica de los días transcurridos de enero disminuyó de manera general en términos interanuales. En este caso, los aumentos solo ocurrieron en los mercados de Francia y Portugal, siendo del 45% y 16% respectivamente. El mercado italiano sufrió una disminución más acentuada, del 37%. Los mercados de Alemania y España bajaron un 7% y 13% respectivamente.
En AleaSoft se espera que esta semana la producción eólica disminuya en la mayoría de los mercados europeos, excepto en España e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
La demanda eléctrica en la mayoría de los mercados eléctricos europeos fue superior la semana pasada respecto a la semana anterior, principalmente a causa del efecto del festivo del 6 de enero. Las temperaturas fueron bajando progresivamente durante la semana pasada en gran parte del continente europeo, pero de manera general, el nivel medio estuvo por encima del de la semana anterior. En Italia la demanda aumentó un 9,0% y en España un 4,8%. Los mercados de Francia y Alemania tuvieron incrementos algo menores a los mencionados anteriormente, con valores del 0,4% y 2,0% respectivamente. En Portugal la disminución fue del 0,5%. Corrigiendo el efecto del festivo del 6 de enero, las variaciones en la demanda fueron del 0,2% en Alemania, del ‑2,3% en Portugal y del 0,5% en España.
Durante esta semana se espera que las temperaturas medias disminuyan y provoquen un aumento de la demanda en gran parte de los mercados europeos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
Los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos disminuyeron la semana pasada respecto a la semana del 6 de enero. El mercado IPEX de Italia fue la excepción, con un incremento del 5,3% respecto a la semana anterior y un precio promedio semanal de 51,04 €/MWh. Desde el lunes 6 de enero este mercado se ha mantenido como el de precios más altos de Europa, situándose como banda superior para el resto de los mercados y llegando a alcanzar el valor máximo en lo que va de año de 56,21 €/MWh el martes 14 de enero. Por otra parte el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un descenso del 9,5% y un precio promedio de 24,12 €/MWh en la semana recientemente concluida, continúa siendo el mercado con el precio más bajo del continente. En los precios de este mercado se viene observando una tendencia a la baja que comenzó el 6 de enero, tras alcanzar un valor promedio de 30,18 €/MWh el día anterior, el más alto en lo que va de mes para este mercado. Los precios del Nord Pool, que durante la última semana rondaron los 24 €/MWh, se han situado como la banda inferior de los precios de los mercados del continente. Mientras tanto, los precios promedios de los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica, Países Bajos, el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado N2EX de Gran Bretaña, presentaron variaciones entre el ‑11% y el ‑3,8% durante la semana del 13 de enero. Los precios de estos mercados se movieron entre los 30 €/MWh y los 40 €/MWh en la mayoría de los días, dentro de los valores límites marcados por los mercados italiano y nórdico.
El mercado N2EX, con un precio promedio de 40,06 €/MWh, fue el de menor descenso durante la semana pasada, del 3,8% y el segundo mercado con el precio más elevado. En cambio, los mercados MIBEL de España y Portugal, con promedios de 38,51 €/MWh y 38,42 €/MWh respectivamente, fueron los de mayor descenso, de un 11%, y el tercero y cuarto de los mercados con los precios más altos de Europa. Por otro lado, el mercado EPEX SPOT de Alemania, con una variación del ‑4,6% y un promedio de 32,40 €/MWh, fue el segundo mercado con los precios más bajos durante la semana pasada, seguido por el mercado de los Países Bajos, que fue superior al alemán en 1,81 €/MWh.
Este lunes 20 de enero el mercado Nord Pool de los países nórdicos continuó siendo el mercado con el precio más bajo, con un promedio diario de 22,75 €/MWh. Mientras que el mercado IPEX, con un promedio de 45,86 €/MWh para este día, continuó siendo el de mayor precio, seguido por el mercado N2EX, con un precio de 45,07 €/MWh. Los mercados EPEX SPOT estuvieron entre los 44,53 €/MWh y los 44,96 €/MWh. El mercado MIBEL de Portugal y España fueron el segundo y tercer mercado con el precio más bajo del día, con un promedio diario de 34,94 €/MWh y 35,71 €/MWh.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
Esta semana se espera que los precios aumenten en la mayoría de los mercados europeos, a consecuencia de un retroceso en la producción eólica. La excepción es el mercado italiano, donde se espera que los precios bajen, favorecidos por una mayor producción eólica.
Futuros de electricidad
Durante la pasada semana del 13 de enero los precios de los futuros de electricidad europeos para el producto del segundo trimestre de 2020 continuaron su tendencia a la baja. A pesar de esto, en varios mercados el precio de cierre del viernes 17 de enero fue superior al del día anterior. Sin embargo, en todos los mercados analizados por AleaSoft, el precio al cierre de la semana pasada fue menor que el del viernes anterior, 10 de enero. Los países nórdicos fueron noticia, al alcanzar mínimos históricos de los últimos dos años, acercándose a los 23 €/MWh. Respecto a la semana anterior la bajada del precio de los países nórdicos, tanto para el mercado ICE como para el mercado NASDAQ, fue de más del 11%, siendo los mercados con mayor cambio durante la semana.
En cuanto a los precios de los futuros para el año calendario 2021, también observó una bajada. El descenso sigue estando protagonizado por los países nórdicos, con un ‑5,4% de diferencia respecto al cierre de la semana anterior. El mercado EEX de España fue el de menor bajada, al cerrar el viernes 17 justo 1,0 € por debajo del precio de cierre de la semana anterior, lo que representa una variación del ‑2,1%.
Brent, combustibles y CO~2~
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de marzo de 2020 en el mercado ICE, pese a registrar algunos descensos a principios de la semana pasada, el jueves 16 de enero, iniciaron una tendencia ascendente. El viernes se alcanzó un precio de cierre de 64,85 $/bbl. Este valor, aunque todavía es 4,06 $/bbl inferior al valor máximo de este mes, alcanzado el lunes 6 de enero, ya supera los 64,78 $/bbl alcanzados el día 16 de septiembre de 2019 después de los ataques a las instalaciones petroleras de Arabia Saudí.
Las reducciones de la producción de Libia e Irak podrían hacer que continuaran los aumentos de precios en los próximos días, mientras no se restablezcan los niveles de suministro. Aunque, en el caso de que las interrupciones continuasen, la OPEP podría ajustar sus niveles de producción, por lo que no se espera que los aumentos en los precios se prolonguen demasiado en el tiempo.
Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de febrero de 2020 el lunes 13 de enero alcanzaron un precio de cierre de 12,05 €/MWh, un 0,9% superior al del viernes anterior. Pero el resto de la semana los precios descendieron y el precio de cierre del viernes 17 de enero fue de 10,93 €/MWh. Este valor es un nuevo mínimo histórico de los últimos dos años.
Los precios del gas TTF en el mercado spot iniciaron la semana pasada con ascensos que duraron hasta el martes. Pero a partir del miércoles empezaron a descender hasta alcanzar un precio índice de 10,90 €/MWh para el pasado fin de semana. Este precio es el más bajo registrado desde el 4 de noviembre de 2019, cuando el precio índice fue de 10,56 €/MWh.
Los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de febrero de 2020 el lunes 13 de enero alcanzaron un precio de cierre de 55,35 $/t, el máximo en lo que va de mes. Pero el resto de la semana pasada los precios descendieron. El viernes 17 de enero el precio de cierre fue de 50,10 $/t, un 8,1% inferior al del viernes anterior y el más bajo de los últimos dos años.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO~2~ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020 iniciaron la semana pasada con descensos. Como consecuencia, el martes 14 de enero se alcanzó un precio de cierre de 23,84 €/t, el valor más bajo registrado desde los 23,58 €/t del 19 de noviembre de 2019. Pero a partir del miércoles 15 de enero los precios empezaron a aumentar. Estas subidas hicieron que el precio de cierre del viernes 17 de enero fuera de 25,44 €/t, el más elevado en lo que va de año.
La semana pasada Alemania anunció que cancelará los excedentes de derechos de emisión correspondientes a las centrales de carbón que planea cerrar en los próximos años. Además, tiene prevista la puesta en funcionamiento de una nueva central de carbón el próximo verano y se planifica la construcción de nuevas centrales de gas en el país.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
Antonio solar
21/01/2020