Los precios de la electricidad suben debido a la caída de la producción solar y eólica

Producción solar fotovoltaica y termosolar, producción eólica y demanda eléctrica

La producción solar, que comprende a la fotovoltaica y a la termosolar en el caso de España, disminuyó en Alemania y España durante los tres primeros días de esta semana respecto al promedio de la semana pasada, un 21% y un 30% respectivamente. En el caso de Italia la variación en ese período fue de solo un 1,9%. En AleaSoft se espera que la producción solar en Italia y Alemania para la semana en curso sea inferior a la semana del pasado 14 de octubre. Si se compara el período comprendido entre los días 1 y 23 de octubre de este año respecto a los días 1 y 23 del mismo mes del año 2018, este está siendo un mes difícil para la producción solar en Alemania, pues ha bajado un 25%. Por el contrario, el análisis del mismo período en Italia y España arroja datos positivos: la producción se ha incrementado un 12% y 23% respectivamente.

En las subastas de renovables de la semana pasada en Alemania, se subastó una capacidad de 150 MW de tecnología solar y el precio más bajo de las ofertas ganadoras para la energía producida fue de 45,90 €/MWh. La subasta solar estuvo caracterizada por la gran cantidad de ofertas presentadas, 153, que sumaban un volumen de 648 MW.

Durante los tres primeros días de esta semana la producción eólica promedio bajó en todos los países europeos analizados respecto al promedio de la semana pasada. El mayor descenso se produjo en Francia, de un 47%. Las producciones en la península Ibérica y en Alemania han estado muy por debajo también, un 36% y un 43% menos. En AleaSoft se espera que en el conjunto de la semana actual la producción con esta tecnología en Alemania termine siendo superior a la registrada la semana pasada. Para el resto de los países se espera que la producción sea menor. En lo que va de mes la producción eólica ha sido mucho más alta en Francia y Alemania en comparación con la registrada entre el 1 y el 23 de octubre del año pasado, llegando a ser más del doble en el caso francés. En Italia la producción también ha aumentado en octubre de este año tomando como referencia este período del año pasado. Por el contrario en la península Ibérica la producción ha disminuido un 8%.

En el caso de la subasta eólica de Alemania de la semana pasada, las ofertas ganadoras, que totalizaron un volumen de 204 MW, no llegaron a cubrir la capacidad que se subastaba, de 675 MW, alcanzándose un precio de 62,00 €/MWh para la energía producida.

En los tres primeros días de esta semana destaca el aumento de la demanda eléctrica en Francia, del 7,9% en comparación con el mismo período de la semana pasada. Por lo contrario, en el resto de países las variaciones estuvieron entre el 3,4% de Portugal y el 3,0% de Bélgica.

España peninsular, producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La producción solar promedio en España peninsular desde el lunes pasado hasta el miércoles disminuyó un 30% con respecto al promedio de la semana pasada. Para la semana en curso en AleaSoft se espera que termine siendo similar a la registrada la semana anterior.

En el caso de la producción eólica en España, también fue menor a inicios de esta semana en comparación con el promedio de la semana pasada, registrándose un descenso de un 39%. En AleaSoft se espera que la producción del conjunto de esta semana sea menor que la de la semana pasada. Este mes no ha sido favorable para la producción con esta tecnología en España, si se compara la producción registrada hasta el 23 de octubre con el mismo período de 2018.

Durante los tres primeros días de esta semana, la demanda eléctrica en España peninsular ha subido un 1,8% mayor en comparación con los tres primeros días de la semana anterior. En el conjunto de esta semana la demanda en España peninsular debe aumentar en comparación con la pasada semana, según estimaciones de AleaSoft.

La Unidad 2 de la central nuclear de Almaraz continúa desconectada de la red eléctrica. Esta semana la producción nuclear se mantiene en 143 GWh diarios, similar a la de la semana pasada.

El nivel de las reservas hidroeléctricas es actualmente de 7 621 GWh, lo que un incremento de 57 GWh respecto a la semana anterior. Las reservas actuales constituyen un 33% de la capacidad total de 23 281 GWh, según datos del último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica.

Mercados eléctricos europeos

El precio promedio de los cuatro primeros días de esta semana para la mayoría de los mercados eléctricos europeos ha subido respecto a la semana pasada, con la excepción del mercado IPEX de Italia y el mercado N2EX de Gran Bretaña, que experimentaron unos descensos del 17% y del 3,7% respectivamente. El resto de países presentaron aumentos de entre el 2,0% correspondiente al mercado Nord Pool de los países nórdicos y el 11% del mercado MIBEL de España y Portugal. Este comportamiento está relacionado con una bajada generalizada de la producción eólica y de la producción solar en algunos países, así como por el descenso de las temperaturas en la mayor parte de Europa, que ha favorecido que la demanda eléctrica aumentara en varios países. Italia ha sido el único país donde las temperaturas han subido ligeramente lo que ha hecho bajar la demanda. Esto, unido a un ligero aumento de la producción solar, ha ayudado al descenso de los precios en el mercado italiano.

El grupo de mercados con precios más bajos, durante los primeros cuatro días de esta semana, ha alcanzado precios promedio de entre los 43,94 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 37,79 €/MWh del mercado del mercado Nord Pool, el cual ha sido el mercado con los precios más bajos de Europa. Este mercado presentó un precio 4,93 €/MWh inferior al siguiente mercado con los precios más bajos, el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, que promedió 42,72 €/MWh.

Por lo que respecta al grupo de mercados con los precios más altos, esta semana ha estado encabezado por el mercado IPEX de Italia que, pese al descenso de precios experimentado, continua siendo el mercado con el precio promedio más elevado de Europa, con un valor de 49,44 €/MWh.

Mercado Ibérico

El precio promedio entre el 21 y el 24 de octubre en el mercado MIBEL de España ha sido de 48,72 €/MWh y el del mercado MIBEL de Portugal, de 48,83 €/MWh. Los mercados MIBEL de Portugal y España, fueron el segundo y el tercer mercado, respectivamente, con los precios promedio más elevados de Europa, detrás del mercado IPEX de Italia. 

Sin embargo, el precio promedio de ambos mercados superó al de Italia el día 21 de octubre, posicionándose como los de mayor precio de Europa. Ese día, el precio del mercado MIBEL de ambos países alcanzó los 54,34 €/MWh, un valor 3,17 €/MWh superior al del mercado IPEX de Italia, de 51,17 €/MWh. La causa principal fue una producción eólica excepcionalmente baja en la península ibérica, de 32 GWh.

Para los siguientes días, los precios del mercado MIBEL de España y Portugal descendieron y se mantuvieron por debajo del precio del mercado IPEX de Italia, gracias a un incremento en la producción de energía eólica.

Futuros de electricidad

Los mercados de futuros de electricidad europeos analizados por AleaSoft presentan, en su gran mayoría, una bajada de precios en lo que va de semana. Para el producto del siguiente trimestre solamente los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos han registrado subidas, del 1,4% y 0,7% respectivamente. El resto de mercados ha experimentado bajadas respecto al precio de cierre del viernes 18 de octubre, de entre un 0,5% y un 3,6%. Este último valor es el del mercado ICE de Gran Bretaña, que es el que mayor cambio muestra en los últimos días.

La bajada de precios se extiende también al producto del año calendario 2020. En este caso también bajan los precios de los futuros de electricidad nórdicos en el mercado NASDAQ, aunque no así en el mercado ICE, que presenta una subida del 0,2%. Los valores porcentuales de bajadas se encuentran desde el menos pronunciado, precisamente el 0,1% del mercado NASDAQ de los países nórdicos hasta una bajada del 3,4% del mercado EEX de Italia para este producto.

Brent, combustibles y CO₂

Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de diciembre en el mercado ICE esta semana han experimentado una tendencia al alza. Aunque el lunes 21 de octubre se registró un precio de 58,96 $/bbl, un 0,8% inferior al precio de cierre del viernes 18 de octubre, de 59,42 $/bbl, a partir de ese día los precios han ido aumentando. De esta manera, el precio de cierre del jueves 24 de octubre fue de 61,67 $/bbl. Estas subidas responden al hecho de que la OPEP y sus aliados están considerando acordar recortes de producción en una reunión que se realizará en diciembre y a las importantes reducciones en las reservas de crudo de Estados Unidos publicadas el miércoles. Sin embargo, en AleaSoft se espera que en los próximos días hasta finales del mes los precios pudieran volver a descender.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de noviembre han descendido de manera continuada en lo que llevamos de semana, aunque el jueves 24 de octubre se recuperaron un 1,6% y cerraron en 15,66 €/MWh. El lunes 21 de octubre se registró un precio de cierre de 15,61 €/MWh, un 2,2% inferior al precio de cierre del viernes anterior, de 15,97 €/MWh. El martes 22 de octubre el descenso de precios fue más discreto, de un 0,1%. En cambio, la bajada del precios el miércoles 23 de octubre fue un poco mayor, de un 1,2%, alcanzándose un valor de 15,42 €/MWh, que es el menor precio registrado en este mes de octubre. Los elevados niveles de las reservas de gas y la generación eólica han condicionado la evolución de los precios de inicios de semana. En los próximos días, los precios del gas podrían continuar cayendo si se cumplen los pronósticos de una mayor producción de energía eólica hacia el final de la semana.

Los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de noviembre esta semana han continuado con la tendencia descendente iniciada el lunes de la semana anterior, 14 de octubre. Después de los descensos experimentados desde la semana anterior, el precio de cierre del lunes 21 de octubre fue ya de 60,40 $/t. A lo largo de la semana han continuado estas reducciones de precios diarias, hasta que ayer jueves 24 de octubre se alcanzó un precio de cierre de 58,40 $/t, que es el valor más bajo de este mes de octubre. Al igual que en el caso del gas, los precios podrían continuar cayendo esta semana. Aunque el descenso de las temperaturas en la semana próxima permitiría parar esta tendencia descendente tanto en el caso del carbón como del gas.

Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019, empezaron esta semana con un precio de cierre de 25,94 €/t, un 0,3% por encima del valor del viernes anterior, de 25,87 €/t, y un 7,4% mayor que el del lunes de la semana pasada. Sin embargo, el martes 22 de octubre los precios empezaron a caer, con una disminución del 1,0% respecto al día anterior. El miércoles 23 de octubre, la bajada de precios fue aun mayor, del 3,5% comparado con el precio del martes, alcanzándose un valor de 24,76 €/t, un 5,9% inferior al del miércoles anterior, 16 de octubre, cuando se registró el mayor precio de lo que va de mes, de 26,31 €/t. Sin embargo, ayer jueves 24 de octubre los precios subieron un 2,7% y cerraron en 25,44 €/MWh. La incertidumbre en torno al Brexit está propiciando esta evolución de los precios. La próxima semana se llegará a la fecha clave del 31 de octubre, en la que se podría producir el Brexit, si no se aprueba antes el acuerdo para posponer esta fecha. En tal caso, es de esperar que los precios de los futuros de los derechos de emisión de CO2 se desplomen. Mientras tanto, los próximos días la evolución de los precios puede experimentar variaciones dependiendo de las noticias que se vayan publicando respecto a este tema.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.