La producción eólica aumentó en la mayor parte de Europa haciendo bajar los precios de la electricidad, excepto en la península ibérica, donde la disminución de la energía eólica contribuyó a una subida de los precios. Mientras tanto, la demanda de electricidad continúa recuperándose en los mercados europeos a medida que avanza la desescalada de las medidas de confinamiento por la pandemia de COVID-19 ayudada esta vez por la bajada de las temperaturas
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante el período comprendido entre el lunes 11 de mayo y el miércoles 13 de mayo disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la media de la semana anterior. En la península ibérica la disminución fue de un 37%, mientras que en los mercados de Francia, Alemania e Italia fue de un 36%, un 26% y un 23% respectivamente.
En el análisis interanual de los 13 primeros días de mayo la producción con esta tecnología aumentó un 39% en el mercado italiano y un 30% en la península ibérica. En el mercado alemán la producción durante este mes se incrementó un 19% mientras que por el contrario en el mercado francés cayó un 3,2%.
Para esta semana del 11 de mayo, el análisis realizado en AleaSoft indica que la producción con esta tecnología será inferior a la de la semana anterior en Alemania, España e Italia.
La producción eólica promedio de los tres primeros días de esta semana, del 11 al 13 de mayo, fue más del doble en el mercado francés y el alemán en comparación con el promedio de la semana anterior. En el mercado italiano se registró un incremento de la producción del 44%, mientras que, por el contrario, en la península ibérica cayó un 22%.
La producción con esta tecnología durante el mes en curso hasta ayer 13 de mayo, en comparación con el mismo período del año 2019, cayó un 25% en la península ibérica y un 34% en Italia. En el mercado alemán se registró una disminución del 22% mientras que en el mercado francés cayó sólo un 2%.
Para esta semana las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la producción eólica total de la semana en Alemania, Francia e Italia aumentará con respecto al total de la anterior. Por el contrario, se espera que en la península ibérica sea inferior.
España peninsular, producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar en España peninsular, que incluye a la fotovoltaica y a la termosolar, disminuyó un 38% en lo que va de semana respecto a los valores medios de la semana anterior. Sin embargo, comparando los pasados días de mayo con el mismo período en 2019, la producción con esta tecnología aumentó un 31%. El análisis realizado en AleaSoft indica que esta semana la producción solar será menor que el total de la semana pasada.
El nivel medio de la producción eólica de los tres primeros días de esta semana disminuyó un 20%, con respecto a la media de la semana anterior en España peninsular. Desde el primer día de este mes de mayo hasta ayer 13 de mayo, la producción eólica disminuyo un 24% con respecto al mismo período de 2019. Para esta semana se espera que la producción con esta tecnología finalice siendo menor que la de la semana anterior.
El promedio de la producción nuclear diaria entre el 11 y el 13 de mayo de esta semana fue de 105 GWh. Continúan desconectadas de la red la unidad 1 de la Central Nuclear de Almaraz y la unidad 1 de la Central Nuclear Ascó.
Las reservas hidroeléctricas cuentan actualmente con 15 865 GWh almacenados, según datos del último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, lo que representa un aumento de 20 GWh respecto al boletín anterior de la semana 18 de 2020.
Demanda eléctrica de Europa
La demanda de varios mercados eléctricos de Europa subió del lunes 11 al miércoles 13 de mayo respecto al mismo período de la semana anterior, del 4 al 6 de mayo, siendo la causa principal la bajada generalizada de las temperaturas medias. En Francia el ascendió un 6,7% debido a la disminución de 4,3 °C de las temperaturas medias en este período. Este incremento fue seguido por los de Gran Bretaña e Italia, que registraron un 2,7% y un 1,9% respectivamente. En los mercados de Alemania y Bélgica el aumento fue del 1,2% en ambos. Un caso aparte fue el comportamiento en Portugal, donde la demanda cayó un 2%.
En AleaSoft se pueden consultar observatorios que permiten analizar la evolución de la demanda de Europa, tanto desde una perspectiva horaria, así como semanal y mensual.
Para esta semana, las previsiones de demanda de AleaSoft indican un crecimiento de la demanda semanal de Francia, Gran Bretaña y Bélgica respecto a la semana del 4 de mayo. En el resto de los casos se espera que el volumen al concluir la semana sea similar al de la semana anterior.
Mercados eléctricos europeos
En los primeros cuatro días de la semana del 11 de mayo, los precios disminuyeron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos respecto a los de los mismos días de la semana anterior. Las excepciones fueron los mercados Nord Pool de los países nórdicos y MIBEL de España y Portugal, con aumentos del 51%, el 15% y el 15%, respectivamente. Por otro lado, la mayor caída de precios, del 8,1%, se produjo en el mercado EPEX SPOT de Bélgica. Mientras que el menor descenso fue el del mercado N2EX de Gran Bretaña, del 3,6%. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 4% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 5,8% del EPEX SPOT de los Países Bajos.
Los precios continuaron con promedios por debajo de los 30 €/MWh para los cuatro primeros días de esta semana del 11 de mayo. El mercado con el precio promedio más bajo en lo que va de semana, de 12,30 €/MWh, fue de nuevo el mercado Nord Pool. Mientras que el mercado con el promedio más elevado, de 27,96 €/MWh, fue otra vez el mercado británico, seguido por el mercado IPEX de Italia, con 24,41 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 18,20 €/MWh de Francia y los 22,33 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.
Por otra parte, aunque los precios diarios fueron positivos en todos los mercados analizados durante los primeros días de esta semana, en las primeras horas del lunes 11 de mayo, hubo precios horarios negativos en los mercadosN2EX y EPEX SPOT de Francia y Bélgica. Los precios más bajos de cada mercado fueron los de la hora 5, de ‑2,24 €/MWh en Francia, de ‑2,29 €/MWh en Gran Bretaña y de ‑4,98 €/MWh en Bélgica.
Un aumento importante de la producción eólica en algunos países europeos como Alemania y Francia permitió los descensos de precios de los primeros días de esta semana.
Mercado Ibérico
El precio promedio de los primeros cuatro días de la semana del 11 de mayo aumentó un 15% en el mercado MIBEL de España y Portugal respecto al de los mismos días de la semana pasada. Este mercado junto con el Nord Pool de los países nórdicos fueron los únicos mercados europeos que aumentaron de precio en estos días.
Tanto para España como para Portugal, el precio promedio del período del 11 al 14 de mayo fue de 22,33 €/MWh, el tercero más elevado de los mercados de electricidad europeos analizados.
El aumento de precios en el mercado MIBEL está relacionado con el descenso en la producción eólica y solar en España y Portugal. Además, las temperaturas también descendieron alrededor de 4 °C en ambos países los primeros días de la semana.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que los primeros días de la próxima semana del 18 de mayo los precios seguirán aumentando en el mercado MIBEL bajo la influencia del descenso de la producción eólica en el conjunto de la Península Ibérica.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron bajadas de precios en casi todos los mercados analizados en AleaSoft. Los mercados ICE y NASDAQ de la región nórdica son las excepciones, con subidas del 2,4% y 2,1% respectivamente. En el resto de mercados las bajadas se sitúan entre el 3,8% del mercado OMIP de España y Portugal y el 8,7% del mercado ICE de Bélgica.
En cuanto a los futuros de electricidad para 2021, los precios en lo que va de semana bajaron de forma generalizada en todos los mercados analizados. El mercado EEX de Alemania registró la mayor bajada, del 4,5%. Gran Bretaña fue la región en la que los precios variaron menos, tanto en el mercado ICE como en el mercado EEX, con una caída de los precios de los futuros del 1,3%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de julio de 2020 en el mercado ICE durante los primeros días de esta semana del 11 de mayo se mantuvieron por debajo de los 30 $/bbl. Ayer miércoles 13 de mayo se alcanzó el precio de cierre mínimo en lo que va de semana, de 29,19 $/bbl. Este precio fue un 1,8% inferior al del miércoles anterior, pero 1,99 $/bbl superior al valor mínimo de la semana anterior, registrado el lunes 4 de mayo.
Los recortes en la producción y la relajación de las medidas de confinamiento para frenar la expansión de la COVID‑19 en algunos países permitieron alcanzar un precio de cierre 30,97 $/bbl el pasado viernes 8 de mayo. Pero el temor a que un nuevo aumento del número de contagios frene la recuperación de la economía y el hecho de que las reservas sigan en niveles elevados han impedido que esta semana los precios continúen aumentando.
Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de junio de 2020 durante los primeros días de esta semana, del 11 al 13 de mayo, continuaron descendiendo. El miércoles 13 de mayo, se alcanzó un precio de cierre de 5,12 €/MWh, un 11% inferior al del miércoles de la semana anterior y el más bajo de los últimos dos años.
Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, los primeros días de esta semana, se recuperaron hasta alcanzar el martes 12 de mayo un precio índice de 5,65 €/MWh. Este es el segundo precio más elevado en lo que va de mes, después de los 5,68 €/MWh del día 1 de mayo. Pero, después los precios volvieron a descender y el precio de hoy jueves 14 de mayo es de 5,06 €/MWh, el cual es inferior a los mínimos registrados en octubre de 2009.
Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de junio de 2020, el lunes 11 de mayo subieron hasta cerrar en 42,75 $/t. Pero el martes y el miércoles los precios se mantuvieron por debajo de los 42 $/t. El precio de cierre del miércoles 13 de mayo fue de 41,80 $/t. Este es un 3,1% inferior al del miércoles anterior, pero 0,30 $/t superior al valor mínimo registrado en lo que va de mes.
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 del 11 de mayo con descensos. El martes 12 de mayo se alcanzó un precio de cierre de 18,52 €/t, el cual fue un 3,0% inferior al del martes anterior y el más bajo desde el 6 de abril. Ayer, 13 de mayo, los precios aumentaron ligeramente hasta los 18,67 €/t.
Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
AleaSoft ofrece de forma pública los observatorios de mercados de energía en su web. Recientemente se ha agregado al observatorio del mercado MIBEL de España la variable de producción hidroeléctrica.
A su vez, ya quedan pocos días para el segundo webinar sobre la influencia del coronavirus en la demanda de energía en Europa que se realizará el próximo 21 de mayo y además de aportar datos y previsiones actualizadas, se centrará también en la financiación de los proyectos de energías renovables y sus perspectivas en estos momentos. En esta ocasión, al terminar el webinar se realizará una mesa de debate y preguntas para profundizar en el tema de forma más interactiva con todos los participantes.