En lo que va 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 bajado un 11% respecto a los cuatro primeros días de la semana pasada. De hecho, MIBEL es el único mercado eléctrico de Europa en el que han disminuido 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 otra vez el de precio promedio diario más alto entre los principales mercados europeos, con 53,05 €/MWh, los siguientes tres días se ha situado en el grupo de mercados europeos con precios más bajos. Según AleaSoft, la producción eólica ibérica, que ha subido un 37% respecto a la semana pasada, es la causa principal de la reducción de los precios de electricidad en la península ibérica en lo que va de semana.
Sin embargo, el hecho más significativo de esta semana en el sistema eléctrico español se produjo el martes por la noche en los mercados de ajuste, cuando la indisponibilidad 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 marcara 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 subido 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 cuatro primeros días de la semana pasada. La causa principal de este crecimiento es el incremento de la demanda eléctrica después del festivo del 1 de mayo de la semana pasada, además de que las temperaturas han disminuido esta semana en gran parte del continente. También el precio del CO2, que esta semana ha vuelto a estar por encima de 26 €/t, es otra de las causas de la subida 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 alrededor de los 45 €/MWh de promedio, aunque el día 7 de mayo se ubicaron en torno a los 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 en torno a 50 €/MWh y el mercado IPEX de Italia, que ha estado alrededor de los 60 €/MWh.
Brent, combustibles y CO2
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 bajara a 69,88 $/bbl, el menor valor 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 añade 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 superiores a 14 €/MWh. Ayer 8 de mayo cerraron en 14,32 €/MWh.
Los futuros de carbón API 2 para junio de 2019 la semana pasada tuvieron un aumento considerable el viernes 3 de mayo, cuando cerraron en 63,35 $/t. Esta semana han continuado en torno a los 63 $/t, cerrando ayer 8 de mayo en 63,30 $/t.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019 han vuelvo a la tendencia alcista desde inicios 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 alcista, en paralelo al comportamiento de los futuros de CO2.
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, esta semana se han estado negociando en torno a 56 €/MWh, con crecimientos de hasta 1,4% respecto a la sesión del viernes 3 de mayo.
Los incrementos 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 superiores, 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 aumentado un 9,1% en los primeros tres días de esta semana, del 6 al 8 de mayo, respecto a los tres días primeros 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 incremento 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 subirá.
La producción eólica en el territorio peninsular ha aumentado 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 disminuya 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 bajado 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 suba 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 entrar en funcionamiento el 31 de mayo.
Durante los tres días primeros de esta semana, la producción hidroeléctrica ha sido un 14% más baja que la de días homogéneos de la semana pasada.
La tendencia creciente de las reservas hidroeléctricas se mantuvo la semana pasada, esta vez han subido 374 GWh en comparación con la semana anterior. Actualmente se encuentran en 12 223 GWh, lo que representa un 53% de la capacidad total, según la información publicada en el Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica.
