El perfil de la demanda de España cambió en el primer día del estado de alarma por el coronavirus

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Producción solar fotovoltaica y termosolar, producción eólica y demanda eléctrica

La semana pasada del 9 de marzo la producción solar aumentó con respecto a la anterior en todos los mercados europeos analizados por AleaSoft. Los países con los mayores incrementos en la producción fueron Francia con un 50% y Alemania con un 37%. En el mercado alemán la producción del domingo 15 de marzo, de 175 GWh, es la más alta de este año hasta el momento. En la península ibérica e Italia las producciones fueron un 24% y un 23% más altas que la semana del lunes 2 de marzo. Para esta semana en AleaSoft se prevé un incremento de esta producción solar en el mercado alemán y en el mercado italiano. Por el contrario se prevé una disminución en la producción en España.

El análisis interanual también fue favorable en la mayoría de los países analizados la semana pasada. Al finalizar los 15 primeros días de marzo, la producción en Alemania destaca por ser un 41% más alta que la registrada en el mismo período del año anterior. En el caso de la península ibérica y Francia se generó un 25% y un 6,1% más. La excepción fue el mercado italiano en el cual la producción solar se redujo un 9,6%.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Como se esperaba en AleaSoft, la producción eólica de la semana pasada, en comparación con la anterior, disminuyó en Portugal, España e Italia y aumentó en Francia y Alemania. La semana pasada fue muy favorable para Alemania pues los generadores eólicos produjeron un 71% más que la semana anterior. En el caso de Francia el incremento fue de un 18% mientras que en la península ibérica e Italia cayeron las producciones un 60% y un 48% respectivamente. Para esta semana en AleaSoft se espera un aumento en la producción eólica en España y Portugal. Por el contrario se prevé que en Alemania, Italia y Francia disminuya.

A pesar de los aumentos en la producción eólica registrados la semana pasada en Alemania y Francia, en lo que va del mes de marzo, esta fue un 24% y un 22% menor, respectivamente, que la generada en el mismo período del año pasado. En España y Portugal la producción interanual fue un 25% más alta en comparación con los 15 primeros días del mes de marzo de 2019 mientras que en Italia la producción se mantuvo muy similar.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Demanda eléctrica

Durante la semana pasada, se registraron temperaturas menos frías en los principales mercados europeos, que, de media, se situaron alrededor de 2 °C por encima de las temperaturas de la semana anterior. Estas condiciones meteorológicas más suaves llevaron a una disminución bastante generalizada de la demanda de electricidad entre el -3,1% de España y el -9,7% de Francia. La excepción fue Alemania, que registró un aumento de la demanda del 1,5% con respecto a la semana anterior.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

Pero además de las condiciones meteorológicas, las medidas tomadas por algunos estados para hacer frente a la crisis provocada por la propagación del coronavirus han tenido un impacto claro y visible en la demanda de electricidad de algunos países. En España, la declaración del estado de alarma ha llevado al confinamiento de la población en sus casas y al cierre de escuelas e institutos, restaurantes, locales y comercios que no sean de alimentación o de servicios esenciales desde el sábado 14 de marzo. Estas restricciones provocaron una disminución y un cambio en el perfil horario de la demanda de electricidad durante el fin de semana. La demanda del domingo 15 de marzo fue claramente más baja que la de los domingos anteriores, algunos de ellos con temperaturas menos frías. También se observa una menor diferencia entre la altura de los picos del mediodía y de la noche, debido al aumento del consumo doméstico durante la hora de la comida.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.

En el caso de Italia, hay varias provincias en aislamiento desde el 8 de marzo, y, dos días después, las restricciones se ampliaron a todo el país. Comparando la demanda de esta última semana del 9 al 15 de marzo con las dos semanas anteriores, se observa claramente como la demanda fue disminuyendo.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de TERNA.

En los países europeos, para esta semana se espera un cambio de temperatura menor que el sufrido la semana anterior, salvo en el caso de la península Ibérica, donde se espera una bajada pronunciada de las temperaturas de hasta 2,4 °C en España y 1,7 °C en Portugal. Pero, sin duda, lo que marcará la evolución de la demanda de electricidad será el impacto que tendrán en la economía y el transporte, las medidas y restricciones que están adoptando los estados para combatir la propagación del coronavirus.

Mercados eléctricos europeos

Durante la semana pasada del 9 de marzo los precios promedio de la mayoría de los mercados europeos analizados por AleaSoft dismuyeron respecto a los de la semana del 2 de marzo. El mayor descenso se produjo en el mercado EPEX SPOT de Alemania, donde el precio promedio de la semana bajó un 34% respecto a la semana anterior. Este mercado registró precios negativos para algunas horas en varios días de la semana pasada debido a la alta producción con fuentes renovables de esos días. Por ejemplo, este domingo 15 de marzo el mercado alemán registró precios negativos desde las 9 hasta las 16 horas (CET) y alcanzó el precio horario más bajo desde que comenzó el año, de 33,80 €/MWh a las 13 horas, cerrando con un precio pomedio para ese día de 4,65 €/MWh. El mecado Nord Pool fue el segundo mercado con mayor descenso de los precios durante la semana pasada, de un 29%, y también fue el mercado con el menor precio promedio, de 9,13 €/MWh. En los mercados EPEX SPOT de Francia, Bélgica y los Países Bajos las variaciones estuvieron entre el 15% y 14%, con precios bastante acoplados durante la semana. El mercado IPEX de Italia fue el de menor descenso, del 2,7%, que representa una diferencia cercana a 1 €/MWh, y a su vez fue el de mayor precio de Europa durante casi toda la semana pasada, lo que lo hizo situarse como el mercado con el precio promedio de la semana más alto, mientras que el mercado N2EX de Gran Bretaña, con un descenso del 14%, fue el segundo mercado con los precios más altos y a partir del viernes 13 de marzo ha desbancado al mercado italiano como el mercado con los precios más elevados.

Las temperaturas menos frías y la influencia de las medidas aplicadas para combatir la propagación del coronavirus durante la semana pasada en algunos mercados europeos favorecieron el descenso de la demana eléctrica, lo que unido a un incremento en la producción solar de todos los mercados propiciaron la bajada en los precios de gran parte de los mercados de electricidad del continente europeo.

Por otra parte, el mercado MIBEL de España y Portugal fue la excepción, pues los precios durante la semana pasada aumentaron respecto a la semana del 2 de marzo, con un incremento del 32% para ambos polos. Los precios promedios de 34,54 €/MWh de Portugal y 34,41 €/MWh de España, hicieron que se situaran como el tercero y cuarto mercados con los precios más elevados de la semana en el continente. Debido a la baja producción eólica durante la mayor parte de la semana pasada, los precios de estos mercados se mantuvieron por encima de los 32,52 €/MWh del lunes 9 de marzo. Sin embargo, este domingo 15 de marzo descendieron hasta los 26,80 €/MWh en el mercado español y los 26,88 €/MWh del mercado portugués por un ligero incremento de la generación eólica y un descenso de la demanda durante el fin de semana y debido a las medidas adoptadas por el gobierno español para combatir la expansión del coronavirus, factor que hará descender la demanda para los próximos días. 

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.

Para este lunes 16 de marzo los precios disminuyeron en la mayoría de los mercados respecto al lunes 9 de marzo. El mercado británico fue la excepción, pues aumentó el precio un 3,0%, manteniéndose como el de los precios más altos del continente al promediar 38,99 €/MWh. Los mercados EPEX SPOT continuaron bastante acoplados para este día, con variaciones de entre un 16% y un 15% respecto al lunes de la semana pasada, y precios cercanos a los 31 €/MWh. El mercado ibérico, con un precio promedio diario de 27,02 €/MWh y una variación del 17%, se alejó del grupo de mercados con precios más altos y fue el segundo mercado con los precios más bajos detrás del Nord Pool para este día. El mercado italiano, con una bajada del 24% y un precio promedio de 33,10 €/MWh, fue el de mayor descenso para este día, pero aún así se posicionó como el segundo mercado con el mayor precio, tras el mercado N2EX. Mientras que el mercado Nord Pool con un precio promedio de 9,45 €/MWh continúa siendo el mercado con los precios más bajos para este lunes.

En general, en AleaSoft se prevé que los precios de los mercados del continente europeos estén un poco más acoplados a inicios de la semana. En los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y los Países Bajos, el mercado N2EX y el mercado Nord Pool los precios aumentarán, siendo el incremento del mercado alemán el más considerable por una disminución de la producción eólica prevista. Por otra parte, en el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado IPEX de Italia se espera que los precios desciendan.

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad para el siguiente trimestre tuvieron un comportamiento a la baja en las últimas sesiones de los mercados de la semana del 9 de marzo. Tras comenzar la semana con subidas en el precio, a partir del 11 de marzo la mayoría de los mercados redujeron su precio. Sin embargo, la bajada en la mayoría de los mercados no fue comparable con el aumento de los primeros días y el saldo neto final entre semanas continuó siendo positivo. Tal es el caso del mercado ICE de Gran Bretaña, Bélgica, Países Bajos y los países nórdicos, además del mercado EEX de Gran Bretaña, Francia y Alemania. Finalmente el mercado EEX de España, el mercado OMIP de España y Portugal y el mercado NASDAQ de los países nórdicos registraron saldos negativos entre el cierre del viernes 6 de marzo y el viernes 13 de marzo.

En los futuros para el próximo año hubo una bajada generalizada en todos los mercados analizados en AleaSoft. Los descensos van desde los 0,10 €/MWh del mercado EEX de Gran Bretaña, que representan un 0,2%, hasta los 1,71 €/MWh del mercado EEX de Italia, que representaron un 3,4%. En términos porcentuales, la mayor bajada es la del mercado ICE de los países nórdicos, con un 4,2% de diferencia respecto al cierre del viernes 6 de marzo.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de mayo de 2020 en el mercado ICE iniciaron la semana pasada, el lunes 9 de marzo, con un precio de cierre de 34,36 $/bbl, un 24% inferior al precio del viernes anterior y un 34% más bajo que el del lunes 2 de marzo. El martes, los precios se recuperaron ascendiendo un 8,3%, pero el miércoles y el jueves volvieron a descender hasta registrarse el jueves un precio de cierre de 33,22 $/bbl, que representa un nuevo mínimo histórico de los últimos cuatro años. El viernes 13 de marzo los precios se recuperaron hasta los 33,85 $/bbl, siendo este precio de cierre un 25% inferior al del viernes de la semana anterior. Pero, durante la sesión de este lunes 16 de marzo, se han llegado a registrar precios por debajo de los 30 $/bbl.

Los efectos sobre la economía de la expansión del coronavirus a nivel mundial están afectando a los precios de los futuros del petróleo Brent. Las medidas de contención contra el coronavirus que se están implementando cada vez en más países y las consecuencias de estas sobre la economía están afectando a la demanda. Esto se sumó al anuncio de la bajada de precios por parte de Arabia Saudí en respuesta a la negativa de Rusia para acordar nuevos recortes a la producción de los países de la OPEP+ con el objetivo de contener el descenso de los precios por la caída de la demanda por el coronavirus. Ante las perspectivas de descensos en la demanda y las intenciones de algunos países petroleros de incrementar considerablemente su producción a partir de abril, los precios podrían continuar descendiendo.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de abril de 2020 iniciaron la semana pasada con un precio de cierre de 8,63 €/MWh, inferior en 0,02 €/MWh al del viernes anterior y el más bajo de los últimos dos años. Pero el martes y el miércoles los precios subieron y el precio de cierre del miércoles 11 de marzo fue de 9,37 €/MWh, el más elevado en lo que va de mes. En cambio, el jueves y el viernes los precios descendieron ligeramente. Pese a ello, el precio de cierre del viernes 13 de marzo fue de 9,28 €/MWh, un 7,4% superior al del viernes 6 de marzo.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el martes 10 de marzo se registró el precio índice más bajo desde la primera mitad de octubre de 2019, de 8,70 €/MWh. Posteriormente, se inició una tendencia ascendente. Como consecuencia, el precio índice de este pasado fin de semana fue de 9,46 €/MWh, un 5,8% superior al del fin de semana anterior. El precio índice para este lunes 16 de marzo de 9,56 €/MWh, es el más elevado en lo que va de mes.

Los ascensos registrados en los precios del gas están relacionados con las condiciones meteorológicas que, temporalmente, propician un mayor consumo de gas para la generación de electricidad. Sin embargo, los niveles elevados de suministro y la expansión del coronavirus limitarán estos aumentos.

Por otra parte, los precios de cierre de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de abril de 2020, los primeros cuatro días de la semana pasada, se mantuvieron alrededor de los 47,48 $/t, con valores comprendidos entre los 47,20 $/t del jueves 12 de marzo y los 47,75 $/t del martes 10 de marzo. El precio de cierre del jueves, además de ser el menor de la semana, también fue el más bajo de los últimos dos años. Sin embargo, el viernes 13 de marzo se produjo un ascenso del 2,2% y el precio de cierre fue de 48,25 $/t, el mayor de la semana pasada.

 Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.

Influencia del coronavirus en la demanda y los mercados eléctricos

En AleaSoft se están actualizando las previsiones de medio y largo plazo con escenarios más pesimistas de crecimiento de PIB teniendo en cuenta los efectos que se espera que produzcan en la economía las medidas que se están tomando para contener el coronavirus. Además, en los próximos días se irán publicando noticias de análisis del impacto de esta pandemia en la demanda y los mercados eléctricos europeos. Por otra parte, en AleaSoft se organizando el Webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa” el próximo 16 de abril donde se realizará un análisis de los precios del gas y del Brent, de los principales eléctricos europeos y de las perspectivas futuras. 

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