Durante el primer día del estado de alarma por el coronavirus en España la demanda fue más baja y el perfil horario cambió. El precio del petróleo Brent ha continuado bajando afectado por el descenso de la demanda. En AleaSoft se irán publicando noticias de análisis sobre las consecuencias que tendrán a corto y medio plazo las medidas que se están tomando para contener la expansión de la pandemia. Por otra parte, en Alemania ayer se registró la mayor producción solar en lo que llevamos de año.
Producción solar fotovoltaica y termosolar, producción eólica y demanda eléctrica
La semana pasada del 9 de marzo la producción solar aumentó con
respecto a la anterior en todos los mercados europeos analizados por
AleaSoft. Los países con los mayores incrementos en la producción fueron
Francia con un 50% y Alemania con un 37%. En el mercado alemán la
producción del domingo 15 de marzo, de 175 GWh, es la más alta de este
año hasta el momento. En la península ibérica e Italia las producciones
fueron un 24% y un 23% más altas que la semana del lunes 2 de marzo.
Para esta semana en AleaSoft se prevé un incremento de esta producción solar en el mercado alemán y en el mercado italiano. Por el contrario se prevé una disminución en la producción en España.
El análisis interanual también fue favorable en la mayoría de los países
analizados la semana pasada. Al finalizar los 15 primeros días de
marzo, la producción en Alemania destaca por ser un 41% más alta que la
registrada en el mismo período del año anterior. En el caso de la
península ibérica y Francia se generó un 25% y un 6,1% más. La excepción
fue el mercado italiano en el cual la producción solar se redujo un
9,6%.
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.
Como se esperaba en AleaSoft,
la producción eólica de la semana pasada, en comparación con la
anterior, disminuyó en Portugal, España e Italia y aumentó en Francia y
Alemania. La semana pasada fue muy favorable para Alemania pues los
generadores eólicos produjeron un 71% más que la semana anterior. En el
caso de Francia el incremento fue de un 18% mientras que en la península
ibérica e Italia cayeron las producciones un 60% y un 48%
respectivamente. Para esta semana en AleaSoft se espera un aumento en la producción eólica en España y Portugal. Por el contrario se prevé que en Alemania, Italia y Francia disminuya.
A pesar de los aumentos en la producción eólica registrados la semana
pasada en Alemania y Francia, en lo que va del mes de marzo, esta fue un
24% y un 22% menor, respectivamente, que la generada en el mismo
período del año pasado. En España y Portugal la producción interanual
fue un 25% más alta en comparación con los 15 primeros días del mes de
marzo de 2019 mientras que en Italia la producción se mantuvo muy
similar.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
Durante la semana pasada, se registraron temperaturas menos frías en los principales mercados europeos, que, de media, se situaron alrededor de 2 °C por encima de las temperaturas de la semana anterior. Estas condiciones meteorológicas más suaves llevaron a una disminución bastante generalizada de la demanda de electricidad entre el -3,1% de España y el -9,7% de Francia. La excepción fue Alemania, que registró un aumento de la demanda del 1,5% con respecto a la semana anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Pero además de las condiciones meteorológicas, las medidas tomadas
por algunos estados para hacer frente a la crisis provocada por la
propagación del coronavirus han tenido un impacto claro y visible en la
demanda de electricidad de algunos países. En España, la declaración del
estado de alarma ha llevado al confinamiento de la población en sus
casas y al cierre de escuelas e institutos, restaurantes, locales y
comercios que no sean de alimentación o de servicios esenciales desde el
sábado 14 de marzo. Estas restricciones provocaron una disminución y un
cambio en el perfil horario de la demanda de electricidad durante el
fin de semana. La demanda del domingo 15 de marzo fue claramente más
baja que la de los domingos anteriores, algunos de ellos con
temperaturas menos frías. También se observa una menor diferencia entre
la altura de los picos del mediodía y de la noche, debido al aumento del
consumo doméstico durante la hora de la comida.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.
En el caso de Italia, hay varias provincias en aislamiento desde el 8 de marzo, y, dos días después, las restricciones se ampliaron a todo el país. Comparando la demanda de esta última semana del 9 al 15 de marzo con las dos semanas anteriores, se observa claramente como la demanda fue disminuyendo.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de TERNA.
En los países europeos, para esta semana se espera un cambio de temperatura menor que el sufrido la semana anterior, salvo en el caso de la península Ibérica, donde se espera una bajada pronunciada de las temperaturas de hasta 2,4 °C en España y 1,7 °C en Portugal. Pero, sin duda, lo que marcará la evolución de la demanda de electricidad será el impacto que tendrán en la economía y el transporte, las medidas y restricciones que están adoptando los estados para combatir la propagación del coronavirus.
Mercados eléctricos europeos
Durante la semana pasada del 9 de marzo los precios promedio de la
mayoría de los mercados europeos analizados por AleaSoft dismuyeron
respecto a los de la semana del 2 de marzo. El mayor descenso se produjo
en el mercado EPEX SPOT de Alemania, donde el precio promedio de la
semana bajó un 34% respecto a la semana anterior. Este mercado registró
precios negativos para algunas horas en varios días de la semana pasada
debido a la alta producción con fuentes renovables de esos días. Por
ejemplo, este domingo 15 de marzo el mercado alemán registró precios
negativos desde las 9 hasta las 16 horas (CET) y alcanzó el precio
horario más bajo desde que comenzó el año, de 33,80 €/MWh a las 13
horas, cerrando con un precio pomedio para ese día de 4,65 €/MWh. El
mecado Nord Pool fue el segundo mercado con mayor descenso de los
precios durante la semana pasada, de un 29%, y también fue el mercado
con el menor precio promedio, de 9,13 €/MWh. En los mercados EPEX SPOT
de Francia, Bélgica y los Países Bajos las variaciones estuvieron entre
el 15% y 14%, con precios bastante acoplados durante la semana. El
mercado IPEX de Italia fue el de menor descenso, del 2,7%, que
representa una diferencia cercana a 1 €/MWh, y a su vez fue el de mayor
precio de Europa durante casi toda la semana pasada, lo que lo hizo
situarse como el mercado con el precio promedio de la semana más alto,
mientras que el mercado N2EX de Gran Bretaña, con un descenso del 14%,
fue el segundo mercado con los precios más altos y a partir del viernes
13 de marzo ha desbancado al mercado italiano como el mercado con los
precios más elevados.
Las temperaturas menos frías y la influencia de las medidas aplicadas
para combatir la propagación del coronavirus durante la semana pasada en
algunos mercados europeos favorecieron el descenso de la demana
eléctrica, lo que unido a un incremento en la producción solar de todos
los mercados propiciaron la bajada en los precios de gran parte de los
mercados de electricidad del continente europeo.
Por otra parte, el mercado MIBEL de España y Portugal fue la excepción, pues los precios durante la semana pasada aumentaron respecto a la semana del 2 de marzo, con un incremento del 32% para ambos polos. Los precios promedios de 34,54 €/MWh de Portugal y 34,41 €/MWh de España, hicieron que se situaran como el tercero y cuarto mercados con los precios más elevados de la semana en el continente. Debido a la baja producción eólica durante la mayor parte de la semana pasada, los precios de estos mercados se mantuvieron por encima de los 32,52 €/MWh del lunes 9 de marzo. Sin embargo, este domingo 15 de marzo descendieron hasta los 26,80 €/MWh en el mercado español y los 26,88 €/MWh del mercado portugués por un ligero incremento de la generación eólica y un descenso de la demanda durante el fin de semana y debido a las medidas adoptadas por el gobierno español para combatir la expansión del coronavirus, factor que hará descender la demanda para los próximos días.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
Para este lunes 16 de marzo los precios disminuyeron en la mayoría de
los mercados respecto al lunes 9 de marzo. El mercado británico fue la
excepción, pues aumentó el precio un 3,0%, manteniéndose como el de los
precios más altos del continente al promediar 38,99 €/MWh. Los mercados
EPEX SPOT continuaron bastante acoplados para este día, con variaciones
de entre un 16% y un 15% respecto al lunes de la semana pasada, y
precios cercanos a los 31 €/MWh. El mercado ibérico, con un precio
promedio diario de 27,02 €/MWh y una variación del 17%, se alejó del
grupo de mercados con precios más altos y fue el segundo mercado con los
precios más bajos detrás del Nord Pool para este día. El mercado
italiano, con una bajada del 24% y un precio promedio de 33,10 €/MWh,
fue el de mayor descenso para este día, pero aún así se posicionó como
el segundo mercado con el mayor precio, tras el mercado N2EX. Mientras
que el mercado Nord Pool con un precio promedio de 9,45 €/MWh continúa
siendo el mercado con los precios más bajos para este lunes.
En general, en AleaSoft se prevé que los precios de los mercados del continente europeos
estén un poco más acoplados a inicios de la semana. En los mercados
EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y los Países Bajos, el mercado
N2EX y el mercado Nord Pool los precios aumentarán, siendo el incremento
del mercado alemán el más considerable por una disminución de la
producción eólica prevista. Por otra parte, en el mercado MIBEL de
España y Portugal y el mercado IPEX de Italia se espera que los precios
desciendan.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el siguiente
trimestre tuvieron un comportamiento a la baja en las últimas sesiones
de los mercados de la semana del 9 de marzo. Tras comenzar la semana con
subidas en el precio, a partir del 11 de marzo la mayoría de los
mercados redujeron su precio. Sin embargo, la bajada en la mayoría de
los mercados no fue comparable con el aumento de los primeros días y el
saldo neto final entre semanas continuó siendo positivo. Tal es el caso
del mercado ICE de Gran Bretaña, Bélgica, Países Bajos y los países
nórdicos, además del mercado EEX de Gran Bretaña, Francia y Alemania.
Finalmente el mercado EEX de España, el mercado OMIP de España y
Portugal y el mercado NASDAQ de los países nórdicos registraron saldos
negativos entre el cierre del viernes 6 de marzo y el viernes 13 de
marzo.
En los futuros para el próximo año hubo una bajada generalizada en todos
los mercados analizados en AleaSoft. Los descensos van desde los 0,10
€/MWh del mercado EEX de Gran Bretaña, que representan un 0,2%, hasta
los 1,71 €/MWh del mercado EEX de Italia, que representaron un 3,4%. En
términos porcentuales, la mayor bajada es la del mercado ICE de los
países nórdicos, con un 4,2% de diferencia respecto al cierre del
viernes 6 de marzo.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de mayo de
2020 en el mercado ICE iniciaron la semana pasada, el lunes 9 de marzo,
con un precio de cierre de 34,36 $/bbl, un 24% inferior al precio del
viernes anterior y un 34% más bajo que el del lunes 2 de marzo. El
martes, los precios se recuperaron ascendiendo un 8,3%, pero el
miércoles y el jueves volvieron a descender hasta registrarse el jueves
un precio de cierre de 33,22 $/bbl, que representa un nuevo mínimo
histórico de los últimos cuatro años. El viernes 13 de marzo los precios
se recuperaron hasta los 33,85 $/bbl, siendo este precio de cierre un
25% inferior al del viernes de la semana anterior. Pero, durante la
sesión de este lunes 16 de marzo, se han llegado a registrar precios por
debajo de los 30 $/bbl.
Los efectos sobre la economía de la expansión del coronavirus a nivel
mundial están afectando a los precios de los futuros del petróleo Brent.
Las medidas de contención contra el coronavirus que se están
implementando cada vez en más países y las consecuencias de estas sobre
la economía están afectando a la demanda. Esto se sumó al anuncio de la
bajada de precios por parte de Arabia Saudí en respuesta a la negativa
de Rusia para acordar nuevos recortes a la producción de los países de
la OPEP+ con el objetivo de contener el descenso de los precios por la
caída de la demanda por el coronavirus. Ante las perspectivas de
descensos en la demanda y las intenciones de algunos países petroleros
de incrementar considerablemente su producción a partir de abril, los
precios podrían continuar descendiendo.
Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de abril de 2020
iniciaron la semana pasada con un precio de cierre de 8,63 €/MWh,
inferior en 0,02 €/MWh al del viernes anterior y el más bajo de los
últimos dos años. Pero el martes y el miércoles los precios subieron y
el precio de cierre del miércoles 11 de marzo fue de 9,37 €/MWh, el más
elevado en lo que va de mes. En cambio, el jueves y el viernes los
precios descendieron ligeramente. Pese a ello, el precio de cierre del
viernes 13 de marzo fue de 9,28 €/MWh, un 7,4% superior al del viernes 6
de marzo.
Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el martes 10 de marzo
se registró el precio índice más bajo desde la primera mitad de octubre
de 2019, de 8,70 €/MWh. Posteriormente, se inició una tendencia
ascendente. Como consecuencia, el precio índice de este pasado fin de
semana fue de 9,46 €/MWh, un 5,8% superior al del fin de semana
anterior. El precio índice para este lunes 16 de marzo de 9,56 €/MWh, es
el más elevado en lo que va de mes.
Los ascensos registrados en los precios del gas están relacionados con
las condiciones meteorológicas que, temporalmente, propician un mayor
consumo de gas para la generación de electricidad. Sin embargo, los
niveles elevados de suministro y la expansión del coronavirus limitarán
estos aumentos.
Por otra parte, los precios de cierre de los futuros del carbón API 2 en
el mercado ICE para el mes de abril de 2020, los primeros cuatro días
de la semana pasada, se mantuvieron alrededor de los 47,48 $/t, con
valores comprendidos entre los 47,20 $/t del jueves 12 de marzo y los
47,75 $/t del martes 10 de marzo. El precio de cierre del jueves, además
de ser el menor de la semana, también fue el más bajo de los últimos
dos años. Sin embargo, el viernes 13 de marzo se produjo un ascenso del
2,2% y el precio de cierre fue de 48,25 $/t, el mayor de la semana
pasada.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
Influencia del coronavirus en la demanda y los mercados eléctricos
En AleaSoft se están actualizando las previsiones de medio y largo plazo con escenarios más pesimistas de crecimiento de PIB teniendo en cuenta los efectos que se espera que produzcan en la economía las medidas que se están tomando para contener el coronavirus. Además, en los próximos días se irán publicando noticias de análisis del impacto de esta pandemia en la demanda y los mercados eléctricos europeos. Por otra parte, en AleaSoft se organizando el Webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa” el próximo 16 de abril donde se realizará un análisis de los precios del gas y del Brent, de los principales eléctricos europeos y de las perspectivas futuras.
