La demanda eléctrica europea bajó de forma generalizada en los mercados europeos, especialmente en aquellos que se encuentran en régimen de confinamiento por el coronavirus: Francia, Italia y España. Esto provocó el descenso de los precios en los mercados. Las bajadas también se vivieron en otros mercados como los futuros de electricidad, de CO2, de petróleo Brent y de gas TTF. En el caso del gas los descensos han continuado hoy cuando se han alcanzado precios por debajo de 8 €/MWh.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar en Alemania aumentó un 36% la semana del lunes 16 de marzo en comparación con la semana anterior, como se esperaba en AleaSoft..
En Italia también se registró un aumento de la producción con esta
tecnología del 17%. Por otra parte, en España y Portugal la producción
cayó un 44% y un 27% respectivamente. Para la semana actual en AleaSoft se espera que la producción solar en España aumente. Por el contrario, se prevé que la generación con esta tecnología descienda en el mercado italiano.
Durante los 22 días transcurridos de marzo se registró un aumento del
26% en la producción solar del mercado alemán en comparación con los
mismos días del año pasado. En el resto de los mercados analizados por
AleaSoft las variaciones durante este mes estuvieron entre el 1,7% del
mercado italiano y el 8,7% del portugués.
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 previó la semana pasada en AleaSoft, la producción eólica en
Portugal y España aumentó en un 72% y un 10% respectivamente en
comparación con la semana anterior. Mientras que en Alemania e Italia
disminuyó un 46% y un 34% respectivamente. Para esta semana en AleaSoft se prevé un aumento en la producción eólica de Italia. Por el contrario se espera que disminuya en la península ibérica.
Entre el 1 y el 22 de marzo la producción eólica descendió en el mercado
alemán y el mercado italiano un 23% y un 22% en comparación con el
mismo período del año pasado. Por el contrario en la península ibérica
se registró un incremento en la producción con esta tecnología del 31%.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La semana pasada se produjeron caídas generalizadas de la demanda de
electricidad en todos los países europeos. En algunos casos, esta bajada
podría atribuirse en parte a una tímida subida de las temperaturas que
fueron menos frías, como en Alemania, Francia o Italia, pero en el resto
de países las temperaturas cayeron entre 0,9 °C y 2,3 °C. Las caídas de
demanda más pronunciadas se registraron en Francia, -15%, Italia, -11%,
y España, -7,1%, que son países que se encuentran en régimen de
confinamiento a consecuencia de la pandemia del coronavirus.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
La entrada en vigor de las órdenes de confinamiento ha generado un
patrón similar en la evolución de la demanda de electricidad de estos
tres países, con una bajada progresiva de la demanda con respecto a los
niveles de las semanas anteriores. Pero, en el caso de Francia, la caída
ha sido mucho más rápida y abrupta que en el caso de España y de
Italia. El gobierno francés estableció medidas de contención que
prohíben los desplazamientos innecesarios a partir del martes 17 al
mediodía. Ya ese mismo martes la demanda de electricidad empezó a caer y
el miércoles ya se situó por debajo de la demanda del domingo anterior.
El perfil horario de la demanda también evolucionó rápidamente, y el
viernes ya se podía apreciar claramente un perfil de domingo o festivo.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de RTE.
En España, la bajada de la demanda fue mucho más gradual desde la
declaración del estado de alarma, el sábado 14 de marzo. La caída de la
demanda respecto a la semana anterior empezó alrededor de un 5% el lunes
y martes, y el miércoles se intensificó hasta el 8%. El jueves fue
festivo en algunas comunidades, por lo que la reducción de la demanda
llegó hasta el 13%, mientras que el viernes se quedó en un descenso del
11%. Para el fin de semana, las caídas fueron menores dado que el estado
de alarma ya estaba vigente el fin de semana anterior.
El perfil horario de la demanda también sufrió modificaciones en España.
Durante la semana pasada, el pico de demanda de la mañana se retrasó
alrededor de tres horas, mientras que el horario del pico de la noche se
mantuvo, indicando un desplazamiento claro de un perfil más industrial y
comercial hacia un perfil más doméstico.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.
Italia ya cumplió su segunda semana de confinamiento. La semana de
transición y descenso gradual de la demanda de electricidad fue la
semana del 9 al 15 de marzo, mientras que, en esta última semana del 16
al 22 de marzo, la demanda se ha mantenido más estable, también con un
perfil horario claramente más doméstico con un mayor pico por la noche.
La intención del gobierno italiano es endurecer las condiciones de
confinamiento de la población y el cese de toda actividad que no sea
imprescindible, por lo que se podría ver un nuevo descenso de la demanda
esta semana.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de TERNA.
Para esta semana en AleaSoft se prevé un descenso pronunciado de las
temperaturas de entre 1 °C y 5 °C en los todos países europeos, lo que
puede contrarrestar parcialmente la caída de la demanda a causa del paro
de la actividad económica. Pero sin duda, este parón de actividad
industrial y comercial será lo que marcará la evolución de la demanda de
electricidad durante las próximas semanas y meses.
Mercados eléctricos europeos
En la mayoría de los mercados europeos analizados por AleaSoft los
precios dismuyeron la semana pasada respecto a la semana del 9 de marzo.
Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Alemania y el mercado
N2EX de Gran Bretaña, aunque en ambos casos el aumento fue menor al 3%.
En el mercado alemán el incremento fue de un 1,8%. Esto a pesar de
presentar horas negativas desde las 10 hasta las 16 horas (CET) este
domingo 22 de marzo, promediandose un precio negativo de 0,95 €/MWh para
el día. Además, en la hora 14 se alcanzó el precio horario más bajo, de
55,05 €/MWh desde el obtenido en la hora 16 del domigo 15 de marzo. El
mercado británico, con un incremento del 2,8%, fue el mercado con los
precios más altos durante toda la semana pasada, manteniendose por
encima de los 34 €/MWh y promediando un precio de 36,60 €/MWh para la
semana finalizada.
Por otra parte, en los mercados EPEX SPOT de Bélgica, Francia y los
Países Bajos los descensos fueron del 23%, 20% y 18% respectivamente. En
estos mercados también se obtuvieron pecios negativos para algunas de
las horas del domigo pasado, llegando a promediar precios de 0,70 €/MWh
en el caso de Bélgica y sobre los 6 €/MWh en el caso de Francia y los
Países Bajos. El mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un
descenso del 12%, fue el mercado de menor precio durante la mayor parte
de la semana pasada, a excepción del domingo 22 de marzo, cuando
promedió un precio de 6,73 €/MWh, el más bajo en ese mercado en lo que
va de año, pero superior a los precios de los mercados de EPEX SPOT para
ese día.
En tanto, en el mercado IPEX de Italia la semana pasada los precios
descendieron un 18% respecto a la anterior. Debido a la baja demanda de
electricidad derivada de las medidas de confinamiento tomadas en el país
para combatir la propagación del SARS Cov 2, los precios de este
mercado comenzaron la semana con precios cercanos a los 34 €/MWh y
fueron bajando durante el resto de la semana hasta los 24,77 €/MWh del
domingo.
La influencia de las medidas aplicadas para combatir la pandemia de
COVID 19 durante la semana pasada propiciaron la bajada de la demana
eléctrica de manera generalizada en los mercados de Europa, lo que a su
vez favoreció el descenso en los precios de gran parte de los mercados
de electricidad del continente.
En el mercado MIBEL de España y Portugal la bajada de los precios
durante la semana pasada fue del 17% para ambos polos. Con una
convergencia del 100% en los precios horarios de ambos mercados, el
precio promedio semanal fue de 28,55 €/MWh. Aún así, se situaron en
tercera posición en el ranking de los mercados con los precios más
elevados de la semana en el continente. La baja demanda de electricidad
durante la semana pasada debido a las medidas adoptadas por el gobierno
español para combatir la expansión del coronavirus, en conjunto con una
mayor producción eólica permitieron que los precios descendieran,
manteniendose por debajo de los 30 €/MWh durante la mayor parte de la
semana.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
Para este lunes 23 de marzo los precios disminuyeron en la mayoría de
los mercados respecto al lunes 16 de marzo. El mercado MIBEL fue la
excepción donde, con un precio diario de 29,04 €/MWh tanto para España
como para Portugal, aumentó un 7,5% y se posicionó como el segundo
mercado con los precios más altos del continente, por debajo del mercado
británico con un precio diario de 35,34 €/MWh. Los mercados EPEX SPOT
estuvieron bastante acoplados para este día con precios cercanos a los
17 €/MWh. El mercado italiano, con un precio promedio diario de 16,97
€/MWh y una variación del 49% respecto al lunes 16 de marzo, se acercó
al grupo de mercados de EPEX SPOT. Mientras que el mercado Nord Pool con
un precio promedio de 7,82 €/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 menos acoplados durante esta semana. En la mayoría de los
mercados los precios se mantendrán estables durante la mayor parte de la
semana, descendiendo a finales de semana por una menor demanda. Por
otra parte, en el mercado IPEX de Italia se espera que los precios
continúen desciendo.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre
de 2020 durante la semana pasada experimentaron una bajada abrupta y
generalizada en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft. El
principal factor que mueve los precios de esta manera es la previsión de
una baja demanda eléctrica a causa de las políticas de confinamiento
que están implementando los países europeos para frenar la expansión del
coronavirus. La bajada más pronunciada la registró el mercado EEX de
Francia, que entre el cierre del viernes 13 de marzo y el del viernes 20
de marzo, tuvo una diferencia negativa de más de 8 €/MWh, representando
una variación del 27%. Porcentualmente, todos los descensos entre los
cierres de ambas semanas estuvieron por encima del 12%.
En el caso del futuro para el año calendario 2021, también hubo una
bajada de precios generalizada durante la semana pasada. El escenario es
prácticamente el mismo. En este caso el mayor descenso en términos
porcentuales lo presentaron el mercado ICE y el mercado NASDAQ de los
países nórdicos, con decrementos del 15% y del 14% respectivamente. Sin
embargo, en términos absolutos es el mercado EEX de Italia el que
registró la mayor bajada de precios entre los cierres de las dos
semanas, con una reducción de 4,56 €/MWh.
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 con descensos hasta
alcanzar el miércoles 18 de marzo un precio de cierre de 24,88 $/bbl, el
más bajo desde los registrados en abril de 2003. Pero el jueves 19 de
marzo se produjo una recuperación del 14% respecto al día anterior hasta
los 28,47 $/bbl. El viernes 20 de marzo los precios volvieron a
descender registrándose un precio de cierre de 26,98 $/bbl, un 20%
inferior al del viernes de la semana anterior.
El descenso de la demanda debida a las restricciones impuestas en muchos
países para intentar contener la expansión del coronavirus y el hecho
de que la capacidad de almacenamiento actual sea muy reducida, obligando
a los productores a vender el petróleo extraído inmediatamente, están
afectando a los precios de los futuros de petróleo Brent.
En un momento en el que las medidas de contención contra la pandemia del
coronavirus tienden a prolongarse en el tiempo y a ser más restrictivas
en la mayoría de los países es de esperar que los precios del petróleo
continúen descendiendo.
Sin embargo, la semana pasada se iniciaron conversaciones entre la OPEP y
productores estadounidenses con el objetivo de frenar la guerra de
precios.
Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de
abril de 2020 la semana pasada se mantuvieron por debajo de los 9 €/MWh y
descendieron casi todos los días, excepto el jueves 19 de marzo cuando
se produjo una recuperación del 3,4% respecto al día anterior. El precio
de cierre más bajo de la semana, de 8,26 €/MWh, se registró el
miércoles 18 de marzo. Este precio es un 12% inferior al del mismo día
de la semana anterior y el más bajo de los últimos dos años. Al parecer
la racha de precios récord bajos continuará, pues en la sesión de hoy se
han registrado precios por debajo de los 8 €/MWh.
Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, inició la semana
pasada con un precio índice de 9,56 €/MWh para el lunes 16 de marzo.
Posteriormente, los precios descendieron hasta los 8,36 €/MWh del jueves
19 de marzo, que fue el menor precio de la semana y desde principios de
septiembre de 2019. A partir del viernes, 20 de marzo, los precios se
han estabilizado en torno a los 8,52 €/MWh. Hoy lunes 23 de marzo el
precio índice es de 8,57 €/MWh.
Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el
mercado ICE para el mes de abril de 2020, la semana pasada tuvieron el
comportamiento contrario al de los futuros de gas y de petróleo. En el
caso del carbón, los precios subieron casi toda la semana, excepto el
jueves 19 de marzo, cuando descendieron un 1,7% respecto al día
anterior. El precio de cierre máximo de la semana pasada, de 50,30 $/t,
fue el del miércoles 18 de marzo. Este valor es un 5,5% superior al del
miércoles de la semana anterior y el más elevado desde el 18 de febrero.
Este comportamiento puede estar relacionado con unas temperaturas más
frías y un aumento de la demanda en el mercado asiático, así como con el
hecho de que los productores estén impidiendo el descenso de los
precios por debajo de los precios de coste.
En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en
el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020,
iniciaron la semana pasada con la misma tendencia descendente de la
semana anterior. El miércoles 18 de marzo se alcanzó un precio de cierre
de 15,30 €/t, un 36% inferior al del miércoles de la semana anterior.
Este valor es el más bajo de la semana pasada y desde noviembre de 2018.
Por otra parte, el jueves se produjo una recuperación del 7,2% respecto
al día anterior. Pero, el viernes el precio volvió a descender un 1,8%
hasta registrarse un precio de cierre de 16,11 €/t.
A medida que el coronavirus se extiende por Europa y los países cada vez
toman medidas más restrictivas para intentar contenerlo, es de esperar
que esto ejerza una influencia a la baja sobre los precios de los
futuros de los derechos de emisión.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
