Esta semana el precio del mercado eléctrico MIBEL de España y Portugal ha sido el más alto de Europa, con un valor promedio de 56,17 €/MWh entre el 20 y el 23 de mayo, que representa un aumento de un 9,7% respecto a los primeros cuatro días de la semana pasada. Desde que empezó esta semana, cada día el precio promedio diario del mercado ibérico ha sido el más alto de Europa, una situación que también ocurrió el domingo 19 de mayo. Según el análisis realizado por AleaSoft, la causa principal del aumento de los precios es la caída de la producción eólica ibérica en los primeros tres días de esta semana, de un 65% respecto a los valores medios de la semana pasada. Además, esta semana la producción solar en España, que incluye a la fotovoltaica y la termosolar, ha disminuido un 2,8% respecto a la media de la semana pasada, lo que unido a que actualmente hay dos centrales nucleares paradas por recarga de combustible, Ascó II y Trillo, ha favorecido que la producción con ciclos combinados y con carbón en España se haya incrementado en un 29% y un 87% respectivamente, si se compara la media de los tres primeros días de esta semana con la de los días homogéneos de la pasada semana.
Otro aspecto interesante en el mercado MIBEL, provocado por la disminución de la producción eólica durante esta semana, es que desde el martes 21 de mayo el valle de precios ha desaparecido. Entre el 21 y el 23 de mayo el rango diario de precios, es decir, la diferencia entre el precio máximo y mínimo diario, se ha reducido un 62% respecto al de los días homogéneos de la semana pasada.
Mercados eléctricos europeos
En la mayoría de los mercados de electricidad europeos analizados, los precios han aumentado en lo que va de semana al ser comparados con los de los primeros cuatro días de la semana pasada, aunque los incrementos, que están entre un 4% y un 6% para los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y los Países Bajos, no son tan altos como el de MIBEL. En el caso de los mercados N2EX de UK, Nord Pool de los países nórdicos e IPEX de Italia, los precios han disminuido 2,5%, 5,2% y 11% respectivamente en el período analizado.
Como se ha comentado anteriormente, el grupo de mercados con precios más altos, esta semana ha estado liderado por el mercado ibérico MIBEL, con valores medios diarios entre 50 €/MWh y 60 €/MWh. En este grupo también están incluidos el mercado IPEX, esta semana con precios alrededor de 50 €/MWh, y el mercado N2EX con valores en un rango entre 45 €/MWh y 50 €/MWh.
En el grupo con precios de mercado más bajos se encuentra el mercado Nord Pool, esta semana con precios alrededor de 40 €/MWh, y los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y los Países Bajos, que comenzaron la semana sobre los 45 €/MWh pero que en los últimos dos días analizados han retornado a la senda alrededor de los 40 €/MWh.
Brent, combustibles y CO2
El precio de los futuros del petróleo Brent en el mercado ICE para el mes de julio de 2019 se mantuvo el lunes y el martes de esta semana en torno a los 72 $/bbl y cerró este miércoles 22 de mayo en 70,99 $/bbl, bajando cerca de 1 $/bbl con respecto al día anterior y posicionándose como el valor más bajo en una semana. Esta bajada se produjo después de que un informe de la US Energy Information Administration reportara un incremento de los inventarios de crudo de Estados Unidos la semana pasada. Otro factor que presiona a la baja es el conflicto comercial entre Estados Unidos y China. Por otro lado, este mercado sigue presionado por las fuertes tensiones geopolíticas, unidas a los recortes en la producción de los países de la OPEP, que Arabia Saudí aboga por mantener en el segundo semestre de este año.
Los futuros de gas TTF para junio en el mercado ICE siguen con una tendencia a la baja desde el 9 de abril y cerraron este miércoles 22 de mayo en 12,65 €/MWh.
Los futuros de carbón API 2 en el mercado ICE para junio de 2019 continúan cerrando con mínimos históricos, situándose el lunes y el miércoles de esta semana del 20 de mayo por debajo de los 58 $/t.
Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019 continúan fluctuando en la banda entre los 24,70 €/t y 27,54 €/t, cerrando este miércoles 22 de mayo en 26,37 €/t. Los precios se encuentran en esta banda desde el 11 de abril, después de que se confirmó que el Brexit se posponía hasta octubre de este año como se ha mencionado anteriormente en AleaSoft.
Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad de España en los mercados OMIP y EEX, así como los de Portugal en el mercado OMIP, para el tercer trimestre de 2019 bajaron de los 54 €/MWh esta semana, continuando la tendencia decreciente que están experimentando desde el 10 de mayo, principalmente los futuros de electricidad de España que cerraron este miércoles 22 de mayo cerca de los 53,40 €/MWh.
En el caso de los futuros para el próximo año, tanto en los mercados OMIP y EEX para España como en el mercado OMIP para Portugal, continúan en la banda de 55 €/MWh a 56,50 €/MWh desde el 11 de abril.
Los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX para el próximo trimestre cerraron ayer 22 de mayo en 42,43 €/MWh y 41,70 €/MWh, lo que representa un incremento cercano a 1 €/MWh con respecto al día anterior, después de haber bajado el lunes y el martes con respecto a la semana pasada. De forma similar, los futuros de estos dos países para el año próximo tenían una tendencia decreciente durante los dos primeros días de la semana, pero en la sesión de ayer miércoles aumentaron, por encima de los 52 €/MWh en el caso de Francia y de los 48 €/MWh en el caso de Alemania.
España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
La demanda eléctrica de España peninsular en los tres primeros días de esta semana ha sido similar a la de los días homogéneos de la semana pasada, con una ligera reducción de un 0,2%. Para la semana del 27 de mayo se espera que la demanda continúe con valores similares a los de esta semana, con un ligero incremento.
Del 20 al 22 de mayo la producción eólica en España bajó al igual que la semana anterior. Esta vez tuvo un retroceso de un 65% respecto a los valores medios de la semana pasada. Sin embargo, se espera que se restablezca de forma significativa la próxima semana.
En los días transcurridos de esta semana, la producción solar de España, que incluye a la fotovoltaica y la termosolar, ha bajado un 2,8% respecto a los valores medios diarios de la semana anterior. Según el análisis de AleaSoft, se espera que la próxima semana la producción se recupere ligeramente hasta llegar a niveles equivalentes a los de la semana pasada.
La producción nuclear ha mantenido valores similares a los de la semana pasada, debido a que no ha habido cambios en el estado de operación de las centrales españolas. Las centrales Ascó II y Trillo continúan en parada programada por recarga, como se ha mencionado en AleaSoft en ocasiones anteriores. La fecha prevista para la reanudación de la operación de estas centrales es el 31 de mayo la de Ascó II y el 9 de junio la de Trillo.
Del lunes al miércoles de esta semana la producción hidroeléctrica sobrepasó en un 6,3% a los valores medios del 13 al 15 de mayo.
El comportamiento creciente de las reservas hidroeléctricas que comenzó en la segunda semana de abril se ha mantenido en la última semana, con un aumento de 92 GWh respecto a la semana anterior. La capacidad actual es de 12 424 GWh, que representa el 53% de la capacidad total y el 80% de lo disponible hace un año, de acuerdo a los datos del último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica.
Para más información, se puede consultar el siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/mercado-electrico-mibel-lidera-ranking-precios-europeos-esta-semana/
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