AleaSoft analiza el mercado de electricidad ibérico MIBEL durante el pasado mes de julio, así como del resto de mercados del continente europeo. Aunque el precio del mercado eléctrico MIBEL ha subido en julio respecto al mes de junio, con respecto al mismo mes del año anterior la bajada de precio ha sido muy significativa. Según AleaSoft, los factores clave se encuentran en el incremento de la generación renovable y la disminución de precios del gas y el carbón.
El mercado eléctrico MIBEL acabó el mes de julio con un precio promedio de 51,46 €/MWh tanto para España como para Portugal, valores que representan una rebaja interanual del precio del 17%. Respecto al mes de junio, el precio aumentó un 9%. El acoplamiento de mercados entre España y Portugal también creció en este último mes: en julio el porcentaje de horas con los mercados acoplados llegó al 99,2% mientras que en junio se quedó en el 98,8%.
Según el análisis de AleaSoft, la situación del precio de los combustibles, gas y carbón, que en este julio estuvieron claramente por debajo de los niveles que alcanzaron en julio de 2018, fue la principal causa de esta bajada interanual de los precios en el mercado eléctrico. Pero cabe destacar también el efecto sobre el precio que tuvieron el incremento de la producción eólica, de un 28% en España y un 21% en Portugal, con respecto al mismo mes del año anterior, y de la producción fotovoltaica, que además este mes de julio marcó un nuevo récord de generación mensual de 948 GWh y también de generación horaria, de más de 4 GWh.
El precio horario máximo registrado durante el mes de julio fue de 60,10 €/MWh, alcanzado en España el día 12 a la hora 14, y fue el único momento en que el precio subió por encima de los 60 €/MWh en todo el mes. En esa hora, el mercado de Portugal se desacopló y se quedó en 58,39 €/MWh.
Según los datos publicados por Red Eléctrica de España (REE), durante el mes de julio los ciclos combinados de gas fueron la tecnología que más electricidad generó en el territorio peninsular, seguidos por las centrales nucleares.
Mercados eléctricos europeos
En el conjunto de los principales mercados de electricidad en Europa, los precios también subieron durante el mes de julio con respecto al mes anterior. A la cabeza de los mercados en que más ha aumentado el precio se encuentran los mercados normalmente más sensibles a las temperaturas: el mercado EPEX SPOT de Bélgica, con un incremento de precio del 37%, el EPEX SPOT de Francia, con un 29%, y el Nord Pool de los países nórdicos con un 26%. Justo por detrás, se sitúa el mercado EPEX SPOT de Alemania con un incremento de precio del 22%. El resto de mercados se situaron en niveles de crecimiento de precio alrededor del 9%, pero destaca el mercado N2EX de Gran Bretaña con el menor incremento de todos los mercados, por debajo del 3%.
El incremento de precio en los mercados eléctricos europeos durante este mes de julio ha seguido la misma tendencia que la subida de precio de los derechos de emisión de CO2, que se ha incrementado un 11% respecto al precio promedio de junio. Pero el precio del mercado ha respondido básicamente al comportamiento de las temperaturas, de ahí que los mercados más sensibles a la meteorología hayan registrado las crecidas de precio más importantes. Si bien a finales de junio también hubo una ola de calor en el continente, durante la ola de calor la segunda mitad de julio se registraron temperaturas más altas y la situación se agravó con las indisponibilidades de las centrales nucleares francesas, debido a las restricciones medioambientales. En promedio, entre junio y julio, el incremento de temperatura ha sido de 2 °C.
Comparando este mes de julio con el mes de julio de 2018, la bajada de los precios ha sido notable en todos los mercados. La bajada se ha situado entre el 17% y el 32% y refleja el cambio en los precios de gas y carbón, que en julio de 2018 se encontraban en plena carrera alcista hacia los máximos registrados en septiembre, mientras que en 2019 la tendencia es claramente bajista con varios mínimos históricos alcanzados.
Coincidiendo con la caída de los precios de los combustibles, la producción eólica de este mes de julio ha sido claramente más alta que la de julio de 2018. Según las estimaciones de AleaSoft, en el conjunto de los principales mercados europeos, el incremento interanual de generación eólica en julio estuvo alrededor del 36%.
En cuanto al nivel promedio de los precios durante este mes de julio, los mercados EPEX SPOT estuvieron alrededor de los 39 €/MWh, mientras que el mercado Nord Pool volvió a registrar el precio más bajo con 35,15 €/MWh. El mercado británico N2EX continuó a medio camino con un precio promedio de 45,68 €/MWh y el resto de mercados, tradicionalmente más caros, de España, Portugal e Italia se quedaron en torno a los 52 €/MWh.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros del petróleo Brent para el mes de octubre en el mercado ICE
se mantuvieron durante todo el mes de julio entre los 61,59 $/bbl y los
66,69 $/bbl. Este mercado ha estado condicionado por múltiples factores
que actúan tanto a la baja como al alza. Sobre la oferta influyeron
principalmente las interrupciones de suministro a causa del huracán
Barry, la disminución de la producción decretada por la OPEP+ y una
nueva escalada en las tensiones entre Occidente e Irán tras un ataque
fallido a un petrolero británico. Mientras que del lado de la demanda
continúa afectando el riesgo de un debilitamiento de la economía global
debido a la guerra comercial entre China y Estados Unidos.
Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de septiembre experimentaron una fuerte tendencia alcista durante los primeros días del mes de julio, cerrando el viernes 12 de julio en 13,87 €/MWh, su valor de cierre más alto desde mayo. Después de esta subida retomaron la tendencia a la baja y bajaron hasta los 10,48 €/MWh a finales de mes, su valor más bajo desde que se negocia este producto.
Los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de septiembre se comportaron al alza durante la mayor parte del mes de julio llegando a los 63,60 $/t el martes 23. Esta repentina escalada sucedió después de una larga tendencia a la baja y se concretó con un aumento de más de 9 $/t en menos de 30 días. Después de esta subida, los precios volvieron a situarse por debajo de los 59 $/t los dos últimos días del mes de julio, aunque se mantuvieron por encima de los valores de cierre de inicio de mes.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019 se cotizaron por encima de los 26 €/t durante todo el mes de julio y se liquidaron el martes 23 en un máximo histórico de 29,30 €/t.
Futuros de electricidad
El comportamiento de los futuros de electricidad de España y Portugal para el último trimestre del año, tanto en los mercados OMIP y EEX para
España, como en el mercado OMIP para Portugal, ha registrado una
variación neta durante el mes de julio poco significativa. En ambos
países el precio de liquidación a fin de mes para este producto presenta
una ligera rebaja de menos de 1 €/MWh respecto al precio de inicio de
mes. Sin embargo, esta diferencia no hace justicia al comportamiento que
han presentado los futuros día a día. Aunque empezaron y terminaron el
mes con prácticamente el mismo precio, durante la primera quincena
experimentaron una tendencia al alza, con máximos superiores a los 60
€/MWh, precio que no se superó durante todo el mes de junio. Después, en
la segunda quincena el precio disminuyó hasta llegar ligeramente por
debajo del precio del primer día del mes.
Por otra parte, el comportamiento del precio de los futuros de electricidad para el año 2020 en estos mismos países ha sido más notorio. Tras mantener una tendencia al alza que ha hecho una tregua a fin de mes, este producto para España alcanzó 57,45 €/MWh en el mercado OMIP y 57,38 €/MWh en el mercado EEX. En el caso de Portugal, en el mercado OMIP, el futuro de 2020 alcanzó 57,80 €/MWh. Todas estas cifras máximas fueron ocurrieron el 23 de julio y en los tres casos representa el precio máximo por cada uno durante 2019.
En cuanto a los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX, para el producto del cuarto trimestre de 2019 ocurrió tres cuartos de lo mismo que para España y Portugal: acabaron el mes con variaciones netas de menos de un euro en el precio del MWh, pero con máximos en los días centrales de este período que rebasan la frontera, respetada durante todo el mes de junio, de 60 €/MWh para el caso de Francia y 50 €/MWh para Alemania. Aunque cabe destacar la particularidad de que en el caso de Alemania fue positiva, eso sí, con un incremento de solamente el 1,9% respecto al precio a inicio de mes.
Los futuros para 2020 en Francia y Alemania en el mercado EEX registraron una tendencia creciente durante casi todo el mes, que desapareció en los últimos días pero que dejó detrás el precio máximo en 2019 para este futuro en ambos países: 55,12 €/MWh en el caso de Francia y 53,12 €/MWh en el caso de Alemania.
España peninsular, demanda, eólica y fotovoltaica
Dos récords históricos de producción fotovoltaica se
registraron el mes pasado: una generación instantánea por encima de los 4
GWh y una generación mensual de 948 GWh, lo que representa una subida
interanual del 6,3%. Este resultado supera la anterior cota de 930 GWh
de julio de 2013. El incremento ha sido posible gracias a la nueva
potencia instalada de 659 MW en lo que va de 2019 hasta el 30 de junio.
En cambio, la producción termosolar cayó un 10% respecto al mismo período del año anterior. La producción solar
en conjunto terminó superando su récord de generación horaria en la
misma hora que la fotovoltaica, con 6 GWh. Sin embargo, el total de
´producción con energía solar disminuyó en julio de 2019 un 1,7% en
términos interanuales. Actualmente, todos los récords mensuales de
producción de electricidad con energía solar se encuentran en julio, con
los otros dos en 2015 cuando se registraron 890 GWh de termosolar y
1778 GWh de total de generación solar.
La demanda eléctrica, que fue de 22 775 GWh en el recién acabado mes de julio, creció un 2,7% respecto a julio del año pasado. Hasta ahora, ha sido el segundo mes del año con mayor demanda después de enero, y estuvo por encima de la demanda registrada durante cada mes de 2018. Este incremento se debe en parte al incremento interanual de 0,6 °C de las temperaturas en el mes de julio. Según datos de REE, al corregir los efectos de temperatura y laboralidad de la demanda se observa una disminución interanual de 3,3%.
La producción con ciclos combinados sigue dominando el mix eléctrico en España, con 7048 GWh el mes pasado y una subida de más del triple, exactamente un 216%, respecto al mismo mes de 2018. La generación con esta tecnología contribuyó un 32% en julio, superando a la generación nuclear por segundo mes consecutivo, algo difícil de esperar hace un año cuando en julio de 2018 solamente representó el 11% de la generación total.
La producción nuclear también creció un 15% en el mes recién concluido, en términos interanuales. El valor registrado fue de 5131 GWh lo que supone un 23% de cuota del mix de generación. Durante todo el mes de julio, y hasta el día de hoy, todas las centrales nucleares se han mantenido en funcionamiento.
La producción eólica de julio se mantuvo por cuarto mes consecutivo por encima del mismo período del año anterior. En esta racha ascendente, el aumento esta vez fue de un 28% en España peninsular.
La producción hidroeléctrica disminuyó un 48% comparado con el mes de julio anterior. También se ha mantenido una tendencia mensual a la baja que empezó el febrero pasado, resultando en una caída del 5,4% durante el mes de julio respecto al mes anterior.
Las reservas hidroeléctricas al finalizar el mes han estado desde mayo por debajo de los niveles de los mismos meses del año pasado, bajando el mes pasado un 24% respecto a julio de 2018, según datos del Boletín Hidrológico publicado por el Ministerio para la Transición Ecológica. Las reservas se sitúan actualmente en 10 442 GWh, lo que representa un 45% de su capacidad total.
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