La ola de frío que recorre Europa está influyendo en los precios y las demandas de electricidad de los mercados eléctricos. AleaSoft analiza los principales mercados europeos de electricidad, combustibles y emisiones de CO2, además del sistema eléctrico español durante el pasado mes de diciembre, el segundo más caro de la década y el tercero de la historia
El precio en el mercado ibérico de electricidad en España para el 10 de enero ha sido de 62,40 €/MWh, el más bajo para ese día entre los mercados europeos más importantes, con la excepción del mercado Nord Pool de los países nórdicos, tradicionalmente ya más barato. La ola de frío que está azotando el continente ha conllevado una subida de los precios que ha colocado los mercados francés y alemán cerca de los 70 €/MWh y el mercado británico e italiano más por encima, también influidos por la bajada de la producción eólica. Esta semana, desde el lunes 7 de enero, ha empezado con los precios alrededor o por encima de los 60 €/MWh, salvo los mercados alemán y de los países nórdicos que se mantuvieron alrededor o por debajo de los 50 €/MWh.
Los futuros de electricidad están en precios más bajos esta semana respecto a la semana anterior, siguiendo el comportamiento de los futuros de gas, carbón y CO2. Los futuros para el segundo trimestre de este año 2019 cayeron un 3,7% en España y Portugal, y un 3,4% en Francia y Alemania.
OMIP a Y+7
El mercado ibérico de derivados de gas y electricidad OMIP ha comenzado a ofrecer futuros de electricidad para España y Portugal hasta 2026, a siete años vista. La media de precio para España para los próximos siete años está alrededor de los 49 €/MWh. El reto será conseguir suficiente liquidez para contratos a tan largo plazo, para que se convierta en una señal de precio robusta para el mercado.
Brent, combustibles y CO2
El precio del barril de petróleo Brent sigue su senda al alza desde que marcó un mínimo el 24 de diciembre, y ayer, 9 de enero, los futuros para marzo 2019 superaron la barrera de los $60 por barril y se liquidaron a $61,44. Los avances en las negociaciones comerciales entre Estados Unido y China han creado un clima optimista y los países exportadores de petróleo ven que los recortes a la producción acordados el año pasado empiezan a tener efecto sobre el precio. Si se cumplen los acuerdos, la disminución de la producción continuará en 2019, por lo que, de momento, la tendencia se espera que continúe al alza.
El precio de los futuros de gas y carbón se sitúa esta semana, del 7 de enero, por debajo de los precios de la semana anterior, un 2,8% para el gas TTF y un 3,5% para el carbón API2. Pero las previsiones de un final de enero y un febrero más frío podrían crear una tendencia alcista para los próximos días y semanas, aunque los niveles altos de las reservas de carbón hacen esta tendencia menos sólida.
Por otro lado, la entrada en funcionamiento del mecanismo de reserva para la estabilidad del mercado de derechos de emisiones de CO2 el 1 de enero no ha servido, al menos por ahora, para que el precio del CO2 recuperara el nivel de los 25 € por tonelada que perdió el 3 de enero. De momento, ayer 9 de enero se negoció en 22,04 €/t. Cabe destacar que en febrero se reanudarán las subastas de derechos de emisión en Alemania que pondrán en el mercado los derechos pendientes de las últimas subastas del año 2018 que se anularon, y habrá que ver cómo este incremento de la oferta afecta al precio.
España peninsular
La demanda de electricidad ha destacado esta semana por la vuelta a la normalidad después del periodo invernal de vacaciones. La previsión de AleaSoft apunta a un aumento de la demanda del 13,5% esta semana, del 7 de enero, con respecto a la semana anterior. Parte de este aumento es consecuencia de la recuperación de la actividad laboral y escolar, pero también de la caída de las temperaturas, que durante esta semana se situarán en promedio 1,5 °C por debajo de las temperaturas típicas para esta época del año y 0,2 °C por debajo de la temperatura media de la semana anterior. Según las previsiones de AleaSoft, corrigiendo el efecto de las festividades y vacaciones, el incremento de la demanda para esta semana será del 1,3%.
Para la semana siguiente, del 14 de enero, los índices meteorológicos de AleaSoft indican un ligero aumento de la temperatura que subirá en promedio alrededor de 0,1 °C, aunque para el final de la semana pueden registrarse importantes caídas. Además, crecerá también la laboralidad dado que el lunes 7 de enero fue festivo en algunas comunidades. Todo ello, según indican las estimaciones de AleaSoft, provocará un incremento de la demanda alrededor del 2,5%.
Las reservas hidroeléctricas bajaron un 1,5% la semana pasada y se encuentran esta semana en 10 022 GWh. Estos valores representan un incremento del 39,8% respecto a un año atrás, y están prácticamente al nivel medio de los últimos diez años.
Eólica y fotovoltaica
La producción eólica ha aumentado esta semana después de una producción muy discreta durante las semanas de Navidad y de Año Nuevo. Según previsiones de AleaSoft, la producción eólica crecerá esta semana del 7 de enero un 79,6% respecto a la semana anterior. En cuanto a la producción solar, que incluye tanto a la fotovoltaica como la termosolar, las previsiones de AleaSoft muestran un incremento de la producción del 7,5%.
Resumen del mes de diciembre del mercado eléctrico español
El promedio del precio del mercado diario de electricidad MIBEL en España en el mes de diciembre fue de 61,81 €/MWh, que representa una rebajada de 0,16 €/MWh respecto al mes de noviembre, pero un incremento de 3,87 €/MWh respecto a diciembre de 2017. Y es que este diciembre ha sido el segundo más caroo de la última década y el tercero de la historia del mercado ibérico, por detrás de 2005 y 2013. Ahora bien, los precios horarios extremos de los diciembres de 2005 y 2013 fueron muy distintos de los de 2018. En diciembre de 2013, se registraron 37 horas con precio cero, y el precio horario máximo fue de 112,00 €/MWh; y en diciembre de 2015 el precio horario máximo llegó a los 125,00 €/MWh. Mientras que, en diciembre de 2018, los precios horarios fueron marcadamente menos extremos: el precio mínimo fue de 45,15 €/MWh y el máximo de 71,97 €/MWh.
Entre las causas que han propiciado este precio tan alto para diciembre destacan el precio de los derechos de emisiones de CO2, tres veces más alto que en diciembre de 2017, y una producción renovable un 3,6% menor que en diciembre del año anterior.
La demanda de electricidad en España peninsular en el mes de diciembre ha sido de 21,2 TWh. Comparando este dato con el de diciembre de 2017, la demanda ha retrocedido un 4,3% a pesar de que este año diciembre tenía un festivo menos que el año anterior. Pero, por otro lado, este año, diciembre ha registrado temperaturas más suaves, 1,5 °C más altas en promedio que diciembre de 2017, y esta ha sido la principal causa de la menor demanda de electricidad.
La producción eólica ha sido un 25,1% más baja que en diciembre de 2017. También la producción solar ha disminuido, un 3,7% la fotovoltaica y un 1,5% la termosolar. El dato más destacado de la producción por tecnologías es, sin duda, el de la hidroeléctrica, que, respecto al diciembre anterior, se ha incrementado un 100,5%, mostrando claramente el final del periodo de sequía.
Para más información, dirigirse al siguiente enlace:
https://aleasoft.com/es/ola-frio-subidas-precio-demanda-eolica/
Fuente Comunicae
