En lo que va de esta semana del 17 de junio el mercado MIBEL se ha caracterizado por la estabilidad, con precios que, aunque han aumentado ligeramente respecto a la semana pasada, se han mantenido por encima de los 46 €/MWh casi cada día desde el 13 de junio. También los mercados de futuros de electricidad, combustibles y de derechos de emisión de CO2 se han caracterizado por la estabilidad esta semana.
El precio promedio del mercado eléctrico MIBEL de España y Portugal ha sido de 47,34 €/MWh del 17 al 20 de junio, un valor que representa un aumento de 2,5% respecto al precio promedio de los cuatro primeros días de la semana pasada. Esta semana MIBEL se ha destacado por la estabilidad, con precios alrededor de los 46 €/MWh, como ha venido ocurriendo desde el pasado 13 de junio, con la única excepción del lunes 17 de junio, cuando los precios se situaron en 49,19 €/MWh y el mercado MIBEL fue el de precio medio diario mayor de Europa.
Mercados eléctricos europeos
En el resto de los mercados europeos analizados, a excepción de Francia,
los precios también han subido en lo que va de semana respecto a los
primeros cuatro días de la semana pasada, siendo el mercado Nord Pool de los países nórdicos el de mayor incremento, con un 9,5%. Por su parte, el mercado EPEX SPOT de Francia ha caído 5,9% en el período analizado.
A nivel europeo, en general la producción eólica ha bajado en lo que va de semana respecto a los valores medios de la semana pasada, destacándose Italia y Alemania con una caída de 57% y 44% respectivamente. Los únicos países de los analizados donde la producción eólica ha subido durante los tres primeros días de esta semana respecto a la media de la semana pasada han sido España y Portugal, con un ligero incremento próximo al 2%. Por otro lado, esta está siendo una semana positiva para el conjunto de la producción solar fotovoltaica y termosolar, que ha crecido en los países europeos analizados, siendo Alemania el país de mayor aumento, de un 33% respecto a los valores medios de la semana pasada.
Los mercados europeos continúan distribuidos en dos grupos según su precio. El grupo de mercados con precios más altos esta semana ha estado encabezado por el mercado IPEX de Italia con valores en torno a 55 €/MWh la mayor parte de la semana. En dicho grupo también se encuentran los mercados MIBEL y el británico N2EX con precios en el entorno de los 45 €/MWh esta semana. Los mercados que pertenecen al grupo con precios más bajos, durante el mes de junio no han estado tan sincronizados como lo habían estado en mayo, y esta semana sus precios se han movido en un rango entre los 30 €/MWh y los 40 €/MWh. En este grupo se sitúan los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos y el mercado Nord Pool que vuelve a ser el de precio más bajo de Europa en lo que va de semana.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros del petróleo Brent para el mes de agosto en el mercado ICE se
mantienen estables esta semana y cerraron este miércoles 19 de junio en
61,82 $/bbl. Esta semana la OPEP y sus aliados han fijado la fecha de
su próxima reunión para el 1 y 2 de julio en Viena. La perspectiva de
una extensión de la reducción de la producción de los países de la OPEP,
unido con las tensiones geopolíticas actuales, siguen influenciando los
precios por el lado de la oferta. Aún así, los precios han bajado desde
sus máximos de abril por encima de los 73 $/bbl, debido
fundamentalmente a las preocupaciones relacionadas con la demanda y el
crecimiento económico mundial producto de las tensiones comerciales
entre Estados Unidos y China.
Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio continúan cerrando con mínimos históricos, colocándose este miércoles 19 de junio en 10,48 €/MWh, el menor valor de los últimos dos años.
Los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el próximo mes de julio siguen bajando en paralelo con los precios del gas y se situaron ayer, miércoles 19 de junio, por debajo de los 50 $/t, también por primera vez en los últimos dos años. Además de la presión hacia la baja provocada por los precios más competitivos del gas, en este mercado sigue pesando el exceso de oferta mundial y una menor demanda.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX continúan estables en torno a los 25 €/t desde el lunes de la semana pasada.
Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad de España en los mercados OMIP y EEX, así
como los de Portugal en el mercado OMIP, para el tercer trimestre de
2019 continúan con una tendencia bajista, cerrando ayer miércoles 19 de
junio por debajo de los 50 €/MWh. Esta tendencia la mantienen desde
mediados de abril, cuando alcanzaron valores próximos a 60 €/MWh.
Los futuros para el próximo año, tanto en los mercados OMIP y EEX para España como en el mercado OMIP para Portugal, continúan en el rango de 55 €/MWh a 56 €/MWh con una ligera tendencia a la baja desde el día 7 de junio.
Los futuros de Francia y Alemania para el próximo trimestre en el mercado EEX se mantuvieron también con una tendencia bajista y cerraron ayer 19 de junio en 37,86 €/MWh y 38,21 €/MWh respectivamente. En el caso de los futuros para el próximo año, la tendencia fue también a la baja en los dos mercados. Esta tendencia la mantienen desde abril, cerrando ayer miércoles en su valor más bajo en más de dos semanas, de 49,98 €/MWh para Francia y 46,60 €/MWh en Alemania.
España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
En los primeros días de esta semana la demanda eléctrica
ha subido un 3,4% comparada con la de los días del 10 al 13 de junio.
Los causantes de este incremento han sido el aumento de casi 4 ºC de las
temperaturas medias en lo que va de semana y el efecto del festivo del
10 de junio en varias regiones de España. Según los cálculos realizados
por AleaSoft, una vez corregido el efecto de este festivo, el crecimiento fue del 2,7%.
Del 17 al 19 de junio la producción eólica se recuperó un 2,1% respecto a los valores medios de la semana pasada. Para la semana del 24 de junio se espera también una ligera subida en la producción con esta tecnología.
La producción solar, que contiene la fotovoltaica y la termosolar, ha subido ligeramente en los primeros días de esta semana hasta llegar a un 2,3% por encima de la media de la semana pasada. En AleaSoft se espera que este tipo de generación baje levemente la próxima semana.
En lo que va de semana, la producción nuclear ha tenido valores similares a los de los días del 10 al 12 de junio. Todas las centrales nucleares se encuentran en marcha después de que la central Trillo finalizara el 9 de junio pasado una parada programada por recarga de combustible.
La producción hidroeléctrica ha subido un 4,5% en lo que va de semana respecto a los valores medios de los tres primeros días de la semana anterior. En lo que va de junio, los valores medios en términos interanuales han caído un 56%.
El precio promedio del mercado eléctrico MIBEL de España y Portugal ha sido de 47,34 €/MWh del 17 al 20 de junio, un valor que representa un aumento de 2,5% respecto al precio promedio de los cuatro primeros días de la semana pasada. Esta semana MIBEL se ha destacado por la estabilidad, con precios alrededor de los 46 €/MWh, como ha venido ocurriendo desde el pasado 13 de junio, con la única excepción del lunes 17 de junio, cuando los precios se situaron en 49,19 €/MWh y el mercado MIBEL fue el de precio medio diario mayor de Europa.
Mercados eléctricos europeos
En el resto de los mercados europeos analizados, a excepción de Francia,
los precios también han subido en lo que va de semana respecto a los
primeros cuatro días de la semana pasada, siendo el mercado Nord Pool de los países nórdicos el de mayor incremento, con un 9,5%. Por su parte, el mercado EPEX SPOT de Francia ha caído 5,9% en el período analizado.
A nivel europeo, en general la producción eólica ha bajado en lo que va de semana respecto a los valores medios de la semana pasada, destacándose Italia y Alemania con una caída de 57% y 44% respectivamente. Los únicos países de los analizados donde la producción eólica ha subido durante los tres primeros días de esta semana respecto a la media de la semana pasada han sido España y Portugal, con un ligero incremento próximo al 2%. Por otro lado, esta está siendo una semana positiva para el conjunto de la producción solar fotovoltaica y termosolar, que ha crecido en los países europeos analizados, siendo Alemania el país de mayor aumento, de un 33% respecto a los valores medios de la semana pasada.
Los mercados europeos continúan distribuidos en dos grupos según su precio. El grupo de mercados con precios más altos esta semana ha estado encabezado por el mercado IPEX de Italia con valores en torno a 55 €/MWh la mayor parte de la semana. En dicho grupo también se encuentran los mercados MIBEL y el británico N2EX con precios en el entorno de los 45 €/MWh esta semana. Los mercados que pertenecen al grupo con precios más bajos, durante el mes de junio no han estado tan sincronizados como lo habían estado en mayo, y esta semana sus precios se han movido en un rango entre los 30 €/MWh y los 40 €/MWh. En este grupo se sitúan los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos y el mercado Nord Pool que vuelve a ser el de precio más bajo de Europa en lo que va de semana.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros del petróleo Brent para el mes de agosto en el mercado ICE se
mantienen estables esta semana y cerraron este miércoles 19 de junio en
61,82 $/bbl. Esta semana la OPEP y sus aliados han fijado la fecha de
su próxima reunión para el 1 y 2 de julio en Viena. La perspectiva de
una extensión de la reducción de la producción de los países de la OPEP,
unido con las tensiones geopolíticas actuales, siguen influenciando los
precios por el lado de la oferta. Aún así, los precios han bajado desde
sus máximos de abril por encima de los 73 $/bbl, debido
fundamentalmente a las preocupaciones relacionadas con la demanda y el
crecimiento económico mundial producto de las tensiones comerciales
entre Estados Unidos y China.
Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio continúan cerrando con mínimos históricos, colocándose este miércoles 19 de junio en 10,48 €/MWh, el menor valor de los últimos dos años.
Los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el próximo mes de julio siguen bajando en paralelo con los precios del gas y se situaron ayer, miércoles 19 de junio, por debajo de los 50 $/t, también por primera vez en los últimos dos años. Además de la presión hacia la baja provocada por los precios más competitivos del gas, en este mercado sigue pesando el exceso de oferta mundial y una menor demanda.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX continúan estables en torno a los 25 €/t desde el lunes de la semana pasada.
Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad de España en los mercados OMIP y EEX, así
como los de Portugal en el mercado OMIP, para el tercer trimestre de
2019 continúan con una tendencia bajista, cerrando ayer miércoles 19 de
junio por debajo de los 50 €/MWh. Esta tendencia la mantienen desde
mediados de abril, cuando alcanzaron valores próximos a 60 €/MWh.
Los futuros para el próximo año, tanto en los mercados OMIP y EEX para España como en el mercado OMIP para Portugal, continúan en el rango de 55 €/MWh a 56 €/MWh con una ligera tendencia a la baja desde el día 7 de junio.
Los futuros de Francia y Alemania para el próximo trimestre en el mercado EEX se mantuvieron también con una tendencia bajista y cerraron ayer 19 de junio en 37,86 €/MWh y 38,21 €/MWh respectivamente. En el caso de los futuros para el próximo año, la tendencia fue también a la baja en los dos mercados. Esta tendencia la mantienen desde abril, cerrando ayer miércoles en su valor más bajo en más de dos semanas, de 49,98 €/MWh para Francia y 46,60 €/MWh en Alemania.
España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
En los primeros días de esta semana la demanda eléctrica
ha subido un 3,4% comparada con la de los días del 10 al 13 de junio.
Los causantes de este incremento han sido el aumento de casi 4 ºC de las
temperaturas medias en lo que va de semana y el efecto del festivo del
10 de junio en varias regiones de España. Según los cálculos realizados
por AleaSoft, una vez corregido el efecto de este festivo, el crecimiento fue del 2,7%.
Del 17 al 19 de junio la producción eólica se recuperó un 2,1% respecto a los valores medios de la semana pasada. Para la semana del 24 de junio se espera también una ligera subida en la producción con esta tecnología.
La producción solar, que contiene la fotovoltaica y la termosolar, ha subido ligeramente en los primeros días de esta semana hasta llegar a un 2,3% por encima de la media de la semana pasada. En AleaSoft se espera que este tipo de generación baje levemente la próxima semana.
En lo que va de semana, la producción nuclear ha tenido valores similares a los de los días del 10 al 12 de junio. Todas las centrales nucleares se encuentran en marcha después de que la central Trillo finalizara el 9 de junio pasado una parada programada por recarga de combustible.
La producción hidroeléctrica ha subido un 4,5% en lo que va de semana respecto a los valores medios de los tres primeros días de la semana anterior. En lo que va de junio, los valores medios en términos interanuales han caído un 56%.
Las reservas hidroeléctricas han bajado en 111 GWh respecto a la semana anterior. Actualmente la capacidad acumulada es de 12 189 GWh, lo que representa un 52% del total, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica. La capacidad actual constituye un 75% de la disponible hace un año, y hay que destacar que desde inicios de abril de este año se ha mantenido un 20% por debajo de la capacidad disponible el año pasado.
Las reservas hidroeléctricas han bajado en 111 GWh respecto a la semana anterior. Actualmente la capacidad acumulada es de 12 189 GWh, lo que representa un 52% del total, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica. La capacidad actual constituye un 75% de la disponible hace un año, y hay que destacar que desde inicios de abril de este año se ha mantenido un 20% por debajo de la capacidad disponible el año pasado.
