El precio del mercado ibérico de electricidad MIBEL en España ha finalizado el mes de febrero con un precio medio de 54,01 €/MWh, con una rebaja del 13% respecto al mes de enero y del 24% respecto al mes de septiembre, cuando se dieron los precios más altos de 2018. Con respecto al mes de febrero de 2018, la diferencia de precio ha sido más moderada con una reducción del 1,6%. Según AleaSoft, la disminución de la demanda por temperaturas más suaves y también la bajada de los precios de los combustibles han sido las principales causas de la caída del precio del mercado, situación que, según la consultora, es el comportamiento estacional habitual.
El mercado MIBEL en Portugal ha tenido un comportamiento análogo al mercado español con un precio promedio en febrero de 54,71 €/MWh, una bajada del 13% respecto a enero y del 0,5% respecto a febrero de 2018. Los dos mercados ibéricos estuvieron acoplados 567 de las 672 horas que ha tenido el mes de febrero, que representa un 84% del tiempo.
Mercados eléctricos europeos
Al igual que el mercado ibérico, todos los mercados europeos de electricidad han registrado una caída del precio durante el mes de febrero. Los mercados con las rebajas más importantes de precio han sido el mercado francés EPEX SPOT con una caída del 24% respecto al precio de enero, el mercado belga EPEX SPOT con 21% y EPEX SPOT de los Países Bajos con 20%. La bajada de precios en el resto de mercados se ha situado alrededor del 15%.
La situación es más distinta si comparamos el precio medio de este febrero con el de febrero del año 2018. La mayoría de mercados europeos, al igual que el mercado ibérico, han tenido un precio muy parecido al del mismo mes del año anterior. Pero destaca claramente el mercado Nord Pool de los países nórdicos que ha registrado un incremento interanual del precio del 16%, afectado por una baja producción hidroeléctrica. En segundo lugar, se sitúa el mercado alemán EPEX SPOT con una diferencia del 6,7% respecto a febrero 2018, seguido por el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos con 5,2%.
Brent, combustibles y CO2
El precio del futuro del barril de petróleo Brent para abril se situó a principios de esta semana del 25 de febrero por debajo de los $65, después de estar la semana anterior por encima de los $67. Pero en estos últimos días se ha ido recuperando y ayer, 27 de febrero, ya estaba en $66,39 el barril en el mercado ICE.
El precio de los combustibles, gas y carbón, también registra una tendencia al alza esta semana, por las previsiones de temperaturas más bajas en el continente y el esperado incremento del uso de combustible en las centrales térmicas, después de haber registrado bajadas al final de la semana pasada. El futuro para marzo del gas TTF se ha incrementado un 4,0% durante esta semana y ayer, 27 de febrero, se situó en 17,62 €/MWh en el mercado ICE. El aumento de precio del futuro de carbón API 2 para marzo ha sido del 2,5% hasta los $75,05 la tonelada de la sesión de ayer en el mercado ICE. En AleaSoft se estima que este repunte del precio sea temporal y que la tendencia general a la baja continúe en el medio plazo.
El comportamiento del precio de los derechos de emisiones de CO2 ha sido similar al de los combustibles, también con importantes aumentos durante esta semana por la previsión de caída de las temperaturas, pero reforzada por las noticias que hacen más improbable un Brexit sin acuerdo en marzo. En el mercado EEX, el futuro de referencia par diciembre se negoció a 21,28 €/t, después de escalar un 13% desde finales de la semana pasada.
Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad para marzo para España en el mercado OMIP se liquidaron ayer, penúltimo día de negociación de este producto, en 48,20 €/MWh. Justo el día antes, el martes 26 de febrero, había registrado el precio más bajo desde que se empezó a negociar, 47,35 €/MWh. En el mercado EEX, el precio de liquidación de ayer, miércoles 27 de febrero, fue de 47,68 €/MWh, mientras que el mínimo del martes 26 en este mercado fue de 47,05 €/MWh. El futuro para marzo para Portugal tuvo un comportamiento similar y se situó ayer, 27 de febrero, en 47,83 €/MWh en el mercado OMIP.
Los futuros para 2020 tanto para España como para Portugal están experimentando un incremento esta semana. En el mercado OMIP, el futuro se ha encarecido un 1,1% desde el lunes 25 de febrero y se negoció ayer 27 de febrero a 54,10 €/MWh para España y a 54,13% para Portugal. En el mercado EEX, el incremento de esta semana del Cal20 para España ha sido del 0,8% y se ha situado en 53,74 €/MWh.
Los futuros de electricidad para marzo para Francia en el mercado EEX continúan su tendencia bajista y se encuentran ya cerca de los 40 €/MWh. En el caso de Alemania, los futuros para marzo ya bajaron de ese nivel y se liquidaron ayer a 38,20 €/MWh.
España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
La producción eólica en el sistema eléctrico peninsular de España durante este mes de febrero, según datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE) ha sido de 3626 GWh, una producción eólica muy tímida para un mes de febrero. Este valor se encuentra un 22% por debajo de la producción de febrero del año pasado 2018, pero llega hasta un 40% menor si la comparamos con la de febrero de 2016.
Por otro lado, la producción solar, que incluye tanto la fotovoltaica como la termosolar, ha sido de 880 GWh, una producción un 23% más alta que en febrero de 2018. La producción hidroeléctrica también ha registrado un aumento interanual del 5,9% con 2531 GWh producidos.
En conjunto, la producción renovable de este mes ha sido de a 7385 GWh, que representa una bajada del 8,9% interanual, condicionada por la importante bajada en la producción eólica.
La producción nuclear ha crecido un 4,7% respecto a enero, según datos de AleaSoft corrigiendo los efectos de calendario, ya que, a diferencia del mes anterior, en este mes de febrero no ha habido paradas nucleares, solamente una reducción de potencia de la central de Cofrentes en los días 16 y 17 de febrero.
La demanda de electricidad en el territorio peninsular de este mes de febrero ha sido de 20 185 GWh, según datos de REE. La bajada de la demanda respecto al mismo mes del año anterior ha sido del 5,1%, que, corrigiendo por los efectos de temperatura y laboralidad, se reduce al 2,0%.
Al inicio de esta semana, las reservas hidroeléctricas del territorio peninsular habían crecido un 0,3% con respecto a la semana anterior, y llegaron a los 11 124 GWh. Este nivel de reservas queda lejos de los valores típicos de 15 000 GWh de años con buena hidraulicidad, pero son niveles parecidos a los habituales para años posteriores a periodos de sequía importantes como fue 2013 después de la sequía de 2012. Según AleaSoft, si en las próximas semanas llegan las lluvias primaverales, los niveles de las reservas podrán aumentar fácilmente hasta los niveles estacionales habituales, ya que, aun siendo bajos, los niveles son un 39% más altos que el año pasado 2018, y ese año se alcanzó a finales de la primavera los niveles más altos de reservas de al menos los últimos 17 años.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting
Palabras clave: petróleo Brent, mercado de electricidad MIBEL, mercados eléctricos europeos, demanda de electricidad, producción renovable, producción eólica, producción solar, fotovoltaica, termosolar, hidroeléctrica, paradas nucleares, gas TTF, carbón API 2, derechos de emisiones de CO2, futuros de electricidad.
Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/febrero-respiro-primavera-precio-mercado-electrico/
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