El mes de abril cerró con una caída histórica de la demanda eléctrica en Europa llegando en algunos casos a niveles cercanos a los de principios de siglo. Las medidas tomadas para frenar la crisis del coronavirus fueron la causa fundamental de este descenso. Los precios del Brent y el gas alcanzaron también valores mínimos por esta razón. La combinación de estos factores y una mayor producción solar provocaron que los precios de los mercados eléctricos alcanzaran mínimos de al menos los últimos seis años

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La producción solar aumentó durante el mes de abril respecto al mismo mes del año anterior en los mercados europeos analizados. Los mayores incrementos, del 42% y del 35%, se registraron en Italia y España, respectivamente. Mientras que el menor aumento interanual, del 5,1%, fue en Portugal.

Respecto a marzo de 2020, la producción solar aumentó siguiendo su patrón estacional a medida que aumentan las horas de luz solar. La excepción fue el mercado portugués donde hubo un descenso del 6,6%. Sin embargo, dado el incremento del 11% en el mercado español, la producción solar en el conjunto de la Península Ibérica aumentó un 9,3% en el mes de abril. Por otra parte, los incrementos en Alemania, Italia y Francia se situaron en 59%, 47% y 39%, respectivamente.

En el mes de abril, la producción eólica disminuyó en los mercados eléctricos europeos de forma generalizada respecto al mismo mes del año anterior. Los mayores descensos, del 24% y el 21%, se produjeron en Portugal y España respectivamente. Mientras que Alemania y Francia registraron las menores variaciones, del -1,0% y del -1,3%.

En comparación con el mes de marzo 2020, la generación con tecnología eólica también cayó significativamente en todos los mercados. Los descensos registrados fueron superiores al 30%, destacando el caso de Francia, donde se alcanzó una disminución del 46%.

Demanda eléctrica

El efecto del confinamiento por la pandemia de la COVID‑19 sobre la demanda eléctrica europea durante el pasado mes de abril provocó caídas interanuales en todos los mercados eléctricos, de hasta el 21% en algunos de ellos, y en algunos casos disminuyendo hasta niveles de la primera década del siglo XXI. La caída interanual del 18% en Italia llevó la demanda hasta un récord de 19 917 GWh, la demanda más baja en un mes desde agosto del año 2000. La demanda británica tiene una tendencia decreciente desde hace ya algunos años, pero, como pasó en otros mercados, esta vez registró el mayor descenso interanual de la historia para un mes, cayendo un 19% hasta un nuevo récord mínimo de 16 579 GWh. En el mercado español el retroceso alcanzó los niveles vistos 19 años atrás, en abril de 2001, con un decremento del 17% en términos interanuales. Por otro lado, los mercados de Bélgica y Países Bajos también tuvieron en abril los registros mensuales más bajos de su historia, con disminuciones respectivas del 14% y 21% respecto a abril de 2019. En Portugal la caída interanual fue del 11%, registrando una demanda de 3703 GWh, récord mínimo desde abril de 2006. Los mercados de Francia y Alemania tuvieron durante el recién finalizado abril los comportamientos más cercanos en el tiempo respecto a los años anteriores, pues los niveles de demanda se aproximaron a los de agosto y septiembre de 2014 respectivamente. Los descensos correspondientes fueron del 19% y del 7,5%.

Una disminución generalizada de la demanda eléctrica también se obtiene analizando este mes de abril con respecto al mes de marzo de 2020. El aumento de las temperaturas medias entre 1,5 °C y 5,0 °C, además de las medidas de confinamiento, fueron los factores más influyentes en esta caída. Las caídas más notables fueron las de Francia y Gran Bretaña, que fueron del 23% y 22% respectivamente. En Alemania y Bélgica también se registraron bajadas próximas al 12% en ambos casos. El descenso registrado en Italia fue del 13%, y en Países Bajos del 10%.

En AleaSoft se han creado observatorios de demanda eléctrica para analizar semana tras semana el comportamiento de la demanda en los mercados eléctricos europeos.

Mercados eléctricos europeos

En el recién finalizado mes de abril, los precios promedios mensuales registrados en todos los mercados eléctricos europeos fueron, como mínimo, los más bajos de los últimos seis años. Pero destaca el caso del mercado alemán, que registró el precio mensual más bajo de los últimos diecinueve años.

El precio medio mensual fue inferior a los 30 €/MWh en todos los mercados. El mercado Nord Pool registró el promedio más bajo, de 5,22 €/MWh. Mientras el mercado con el promedio más elevado, de 27,62 €/MWh, fue el británico N2EX.

Respecto al mes anterior, los precios promedio de todos los mercados eléctricos europeos analizados por AleaSoft descendieron. El mayor descenso, del 44%, se registró en el mercado EPEX SPOT de Francia. Mientras que la menor bajada de precios, del 22%, fue la de los mercados N2EX de Gran Bretaña e IPEX de Italia. En el resto de los mercados, los descensos estuvieron entre el 23% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 42% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

Si se comparan los precios promedio del mes pasado con los registrados en el mismo mes de 2019, las variaciones de precios todavía fueron más importantes. El máximo descenso, del 87%, se produjo en el mercado Nord Pool y el menor, del 45%, en el mercado N2EX. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 53% de los mercados EPEX SPOT de los Países Bajos e IPEX y el 65% de los mercados MIBEL de España y Portugal y EPEX SPOT de Francia.

Por otra parte, el día 13 de abril se registraron precios diarios negativos en los mercados EPEX SPOT de Alemania, Bélgica, Francia, los Países Bajos y Suiza, siendo los precios diarios de Francia y los Países Bajos, los menores de los últimos seis y nueve años, respectivamente. El día 21 de abril se volvieron a registrar precios diarios negativos en los mercados EPEX SPOT de Alemania y Bélgica.

Entre los precios horarios negativos registrados en el mes de abril de 2020, destaca por su valor el precio de la hora 15 del lunes 13 de abril en el mercado EPEX SPOT de Bélgica, de ‑115,31 €/MWh, que es el menor desde junio de 2019 en ese mercado. En el caso de Gran Bretaña, el domingo 5 de abril, en la hora 16, se registró un precio de ‑21,56 €/MWh, que es el más bajo de los últimos 10 años en este mercado.

La evolución de los precios registrada durante el mes de abril estuvo fuertemente influenciada por las medidas adoptadas para combatir la pandemia de coronavirus, las cuales hicieron disminuir la demanda de energía y mantuvieron bajos los precios del gas y del carbón. Además, los festivos de Semana Santa y el aumento de las temperaturas también contribuyeron al descenso de la demanda.

Mercado Ibérico

En el mes de abril de 2020 el precio promedio en el mercado MIBEL de España y Portugal disminuyó un 36% respecto al promedio del mes anterior. Mientras que el descenso respecto al mes de abril de 2019 fue del 65%, el segundo mayor descenso de Europa después del registrado en el mercado Nord Pool. Como resultado de estas disminuciones, el precio promedio mensual del mes pasado en el mercado español fue de 17,65 €/MWh y en el mercado portugués, de 17,77 €/MWh.

La caída de la demanda de electricidad en abril fue del 16% en España y del 12% en Portugal. Esta caída, debida al aumento estacional de las temperaturas, a las festividades de Semana Santa y el parón económico por las medidas tomadas durante la crisis de la COVID‑19, junto con los precios bajos del gas, ha presionado a la baja los precios del mercado eléctrico ibérico.

Futuros de electricidad

El mes de abril estuvo caracterizado por subidas en los precios del producto del próximo trimestre en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mercado EEX de Francia registró la subida más notable con un aumento de su precio del 25%. También fueron destacables las subidas de los mercados ICE y NASDAQ de la región nórdica y del mercado EEX de Alemania, aunque cabe decir que incluso con esta subida, los nórdicos mantienen el precio del futuro Q3-20 por debajo de los 10 €/MWh. El mercado OMIP de España y Portugal fue el que menos varió su precio entre el inicio y fin del mes.

En el caso de los futuros de electricidad para el año calendario 2021, la subida fue generalizada y el despunte del mercado EEX de Francia incluso más importante, con un aumento del 36%. La región nórdica registró incrementos en los mercados ICE y NASDAQ del 14% y 15%, respectivamente. El mercado ICE de Países bajos terminó el mes con un incremento respecto a su inicio de un 3%, siendo así el mercado de menor variación del precio de este producto durante abril.

Brent, combustibles y CO2

Durante el mes de abril, los precios de los futuros de petróleo Brent para junio en el mercado ICE registraron un precio máximo de 34,11 $/bbl, el día 3 de abril. Mientras que el mínimo mensual, de 19,33 $/bbl, correspondió al día 21 de abril, un precio que significó un mínimo histórico para este futuro. Después de este mínimo, los últimos días del mes los precios se recuperaron y el día 30 de abril se alcanzó un precio de liquidación de 25,27 $/bbl. Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 26,63 $/bbl. Este valor es un 21% inferior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en marzo de 2020, de 33,73 $/bbl, y un 63% inferior al correspondiente a abril de 2019, de 71,63 $/bbl.

En el pasado mes de abril, la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent se vio condicionada por la expansión del coronavirus a nivel global y la caída de la demanda provocada por las medidas adoptadas por los diferentes gobiernos para intentar frenar la pandemia, y también por la guerra comercial entre Rusia y Arabia Saudí, países que aumentaron su producción de petróleo en ese mes.

El mínimo histórico registrado el día 21 de abril, fue influenciado por el desplome de precios de los futuros para mayo del petróleo West Texas Intermediate, de referencia en Estados Unidos. El lunes 20 de abril, estos futuros alcanzaron un precio negativo, de ‑37,63 $/bbl, por primera vez en la historia, debido a la escasa demanda y capacidad de almacenamiento disponible.

La recuperación de los precios de los últimos días del mes está relacionada con el inicio de los recortes en la producción en algunos países. Además, en mayo se iniciaron los recortes pactados por la OPEP+. Sin embargo, la demanda sigue siendo baja y la capacidad de almacenamiento muy reducida.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de mayo de 2020 alcanzaron su precio máximo mensual de 7,29 €/MWh el día 6 de abril y el mínimo mensual de 5,77 €/MWh el día 24 de abril, que fue el más bajo de los últimos cinco años. El valor promedio registrado durante el mes fue de 6,68 €/MWh. En comparación con los futuros para el mes M+1 del mes de marzo de 2020, éste disminuyó un 21%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de abril de 2019, cuando el precio promedio fue de 14,97 €/MWh, el descenso fue del 55%.

En el caso del mercado spot, el mes pasado los precios del gas TTF alcanzaron su precio índice máximo de 7,43 €/MWh el día 8 de abril. El precio índice mínimo mensual, de 5,51 €/MWh, se registró el fin de semana del 25 y el 26 de abril. Por otra parte, el precio promedio de este mes de abril fue de 6,57 €/MWh, un 24% inferior al del mes de marzo de 2020, de 8,62 €/MWh, y un 57% inferior al de abril de 2019, de 15,13 €/MWh. Al empezar el mes de mayo, los descensos continuaron y el pasado fin de semana se alcanzó un precio índice de 5,46 €/MWh, el valor mínimo histórico desde, al menos, octubre de 2008.

Los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de mayo de 2020 iniciaron el mes pasado registrando el precio máximo mensual de 48,90 $/t el día 1 de abril. Posteriormente, los precios descendieron y el día 28 de abril se registró el mínimo mensual de 38,45 $/t. En las dos últimas sesiones del mes los precios se recuperaron hasta cerrar en 39,85 $/t el día 30 de abril. El precio promedio mensual en abril fue de 44,43 $/t, un 10% inferior al precio promedio de los futuros de carbón API 2 para el mes M+1 de marzo de 2020, de 49,57 $/t, y un 28% más bajo que el de abril de 2019, de 61,62 $/t.

Durante el mes de abril, la disminución de la demanda por la crisis de la COVID‑19 ejerció su influencia a la baja sobre la evolución de los precios de los futuros del gas y del carbón.

Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020 el día 1 de abril registraron el precio mínimo mensual de 17,08 €/t. En cambio, el precio máximo del mes pasado, de 21,70 €/t, se alcanzó el día 17 de abril. El precio promedio en abril fue de 20,09 €/t, un 1,0% superior al del mes de marzo, de 19,89 €/t. Si se compara con el promedio del mes de abril de 2019 para el mismo producto, de 26,05 €/t, el promedio de abril de 2020 es un 23% inferior.

Pese a las medidas vigentes en Europa en el mes de abril, limitando la movilidad y la producción industrial, para contener la propagación de la COVID‑19, el anuncio de reducciones en la producción nuclear en Francia durante el presente año, permitió la recuperación de los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus

En la página web de AleaSoft se ha creado el observatorio de los mercados eléctricos europeos donde se puede seguir la evolución de la demanda y los precios con datos que se van actualizando diariamente. Actualmente ya están disponibles los observatorios de los mercados MIBEL de España y Portugal, EPEX SPOT de Francia, Alemania, Bélgica, Países Bajos, Suiza y Austria, IPEX de Italia, N2EX de Reino Unido y POLPX de Polonia.

Por otra parte, el próximo 21 de mayo se impartirá el Webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa (II)” donde se analizará la evolución de los mercados eléctricos durante la crisis del coronavirus y se hablará sobre financiación de proyectos de energías renovables.