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El precio del mercado MIBEL sigue bajando esta semana gracias al aumento de la producción eólica 

Channel1 Los Angeles

23 de agosto de 2019

En AleaSoft se ha realizado un análisis del comportamiento del mercado eléctrico MIBEL y del resto de mercados eléctricos europeos en lo que va de semana. Con la producción eólica en aumento, el precio del mercado eléctrico MIBEL de España y Portugal ha bajado en este período con respecto a los mismos días de la semana pasada. Los mercados de futuros marcan mínimos para el próximo trimestre no alcanzados desde hace un año atrás

El precio del mercado MIBEL de España y Portugal continúa disminuyendo esta semana después de que la semana pasada registrara una caída del 10% respecto a la semana anterior. En los primeros cuatro días de esta semana, entre el 19 y el 22 de agosto, el precio promedio ha sido de 40,90 €/MWh y la reducción respecto al mismo período de la semana pasada de un -5,4%. Según el análisis realizado en AleaSoft, el incremento de la producción eólica, en detrimento de la producción con carbón y con ciclos combinados, ha propiciado la bajada de los precios. Durante los tres primeros días de esta semana la producción eólica en España peninsular ha crecido un 44% en comparación con la producción media de esta tecnología registrada entre el lunes y miércoles de la semana pasada. En este mismo período, la producción con carbón ha bajado un -44% y la producción con ciclos combinados un -1,8%. Otro factor que ha favorecido la disminución de los precios en el mercado ibérico, es el precio del mercado francés en EPEX SPOT que esta semana ha sido el menor de Europa.

Mercados eléctricos europeos
En el grupo de mercados con precios más altos de Europa, los mercados MIBEL y el N2EX de Gran Bretaña, esta semana han tenido precios alrededor de los 40 €/MWh. En el mercado británico, el precio promedio en lo que va de semana ha disminuido un 10% en una comparación intersemanal. El otro mercado que pertenece al grupo de mercados con precios más altos, el mercado IPEX de Italia, esta semana ha sido el de precio más alto del continente con valores en torno a los 46 €/MWh. Como novedad esta semana, los días 20 y 21 de agosto los mercados EPEX SPOT de Alemania y Países Bajos, normalmente en el grupo de mercados con precios más bajos de Europa, se han acercado a la parte baja del grupo mercados con precios más altos, alcanzando valores próximos a los 40 €/MWh. Por otra parte, entre el 19 y el 22 de agosto, los precios de los mercados EPEX SPOT de Francia y Bélgica y el mercado Nord Pool han rondado los 35 €/MWh.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros del petróleo Brent en el mercado ICE para el mes de octubre han tenido un comportamiento claramente creciente por primera vez en este mes. Ayer miércoles 21 de agosto cerraron en 60,30 $/bbl. En este mercado, esta semana han influido varios factores: la reducción de los inventarios de crudo de Estados Unidos, que fue mayor que la esperada, los recortes de producción que continúa practicando el grupo OPEP+, la desaceleración económica mundial y la escalada de la guerra comercial entre Estados Unidos y China.

Los futuros de gas TTF para el mes de septiembre en el mercado ICE se han mantenido oscilando alrededor de los 11 €/MWh. Una ligera remontada en las últimas tres sesiones lo situó ayer en los 11,41 €/MWh.

Por su parte, los futuros de carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de septiembre continúan disminuyendo de forma continua desde el pasado 14 de agosto. El precio de cierre en la sesión de ayer 21 de agosto fue 55,50 $/t.

Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX se han mantenido esta semana en el rango de 26,00 €/t a 26,50 €/t.

Futuros de electricidad
El precio de los futuros de electricidad de España para el cuarto trimestre de este año ha continuado su comportamiento a la baja esta semana. Esta disminución progresiva de los precios de este producto en el mercado OMIP empezó tras su última remontada, a inicios de agosto. En lo que va de semana el precio del último trimestre de 2019 ha alcanzado su valor mínimo récord en este mercado desde hace más de un año. En la sesión de ayer el precio cerró en 54,70 €/MWh. En el caso de este mismo producto en el mercado EEX ha pasado algo muy parecido. Una carrera decreciente desde mediados de julio ha llegado en la sesión de ayer al precio mínimo que ha tenido este producto desde septiembre de 2018: el precio de cierre fue 54,77 €/MWh. Como es de esperar, el precio de los futuros de electricidad de Portugal en el mercado OMIP sigue un comportamiento casi idéntico al del precio de los futuros de España. En la sesión de ayer el precio de cierre para el cuarto trimestre del 2019 fue 54,89 €/MWh. Esta cifra bate por diez céntimos el récord de precio más bajo en más de un año que se estableció en la sesión del viernes pasado, 16 de agosto.

Por otra parte, los futuros para el año calendario 2020, tanto de España en los mercados OMIP y EEX como de Portugal en el mercado OMIP, no han dado tanto de qué hablar. Sus precios se han mantenido oscilando alrededor de los 56 €/MWh. Este comportamiento neutraliza la aparente caída que presentaron la semana pasada, cuando para todos los casos el precio fue estrictamente decreciente durante toda la semana.

Los futuros de electricidad de Francia para el próximo trimestre en el mercado EEX también siguen siendo noticia. Al cerrar en la sesión de ayer a 51,99 €/MWh, se ha marcado el récord mínimo desde hace más de un año. Este producto de Francia está realizando su bajada más abrupta desde hace un año, pues ha descendido más de 10 €/MWh en poco más de un mes. Por su parte, los futuros para el próximo año de Francia también presentan caídas en su precio, cerrando en la sesión de ayer a 49,89 €/MWh. Sin embargo, aunque este precio rompe nuevamente la barrera de los 50 €/MWh, no representa un récord significativo para los valores presentados en los últimos meses. El futuro para el próximo trimestre de Alemania ha cerrado en la sesión de ayer a 44,50 €/MWh. Este precio también es el récord desde hace más de un año. No es este el caso de los futuros para el próximo año, que al cerrar ayer en 48,01 €/MWh continúan una tendencia bajista que presentan desde hace algunas semana, pero sin rebajar los valores de hace algunas semanas.

España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
Desde inicios de esta semana, la demanda eléctrica en España peninsular subió un 3,8% respecto a igual período de la semana pasada. Esta vez el incremento se debe al incremento de 0,7 °C de la temperatura media. Lógicamente, se espera que la demanda de esta semana sea mayor en términos intersemanales por el efecto que tuvo el festivo nacional del pasado jueves 15 de agosto.

La producción eólica media de lunes a miércoles pasado, estuvo un 57% por encima de la registrada en la semana del 12 de agosto. Durante el resto de la semana actual, en AleaSoft se espera que se mantenga esta recuperación del nivel medio de la producción con esta fuente renovable.

En el caso de la producción solar, que comprende a las tecnologías fotovoltaica y termosolar, en lo que va de semana se ha producido un descenso de un -12% en España peninsular respecto a la producción media de la semana pasada. En AleaSoft se espera que esta tendencia de disminución continúe en el resto de la semana.

Las centrales nucleares esta semana han mantenido un funcionamiento estable. Esta estabilidad debe continuar en las próximas semanas, pues no hay paradas programadas a corto plazo.

La producción hidroeléctrica bajó un -2,6% de lunes a miércoles de esta semana respecto al mismo período de la semana pasada.

El nivel de las reservas hidroeléctricas es actualmente de 9815 GWh, lo que representa 302 GWh menos que la semana pasada. Las reservas actuales representan un 42% de la capacidad total de 23 281 GWh, según datos del último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica.

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