{"id":78199,"date":"2019-12-19T00:00:00","date_gmt":"2019-12-18T23:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/mercados-electricos-continuan-precios-bajos-menos-demanda-poca-renovable\/"},"modified":"2020-02-12T18:33:27","modified_gmt":"2020-02-12T17:33:27","slug":"mercados-electricos-continuan-precios-bajos-menos-demanda-poca-renovable","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/mercados-electricos-continuan-precios-bajos-menos-demanda-poca-renovable\/","title":{"rendered":"Los mercados el\u00e9ctricos contin\u00faan con precios a la baja con menos demanda y poca renovable"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 19 de diciembre de 2019. Tanto la producci\u00f3n solar fotovoltaica como la e\u00f3lica han continuado disminuyendo esta semana en pr\u00e1cticamente todos los mercados europeos. Por otro lado, las temperaturas han aumentado, lo que ha favorecido el descenso de la demanda de electricidad. En los pr\u00f3ximos d\u00edas, el precio promedio continuar\u00e1 m\u00e1s bajo que el de la semana pasada, debido a una recuperaci\u00f3n de las renovables y temperaturas m\u00e1s elevadas durante el fin de semana.<\/strong><\/p>\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termosolar, producci\u00f3n e\u00f3lica y demanda el\u00e9ctrica<\/h3>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> media de lunes a mi\u00e9rcoles de esta semana ha disminuido en casi todos los mercados europeos, en comparaci\u00f3n con la media de la semana pasada. La \u00fanica recuperaci\u00f3n hasta el momento ha sido en Alemania, con un aumento del 19%. El descenso del 31% de la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda en Italia ha sido el m\u00e1s pronunciado. En Francia y Espa\u00f1a las variaciones han sido del \u201117% y \u201112% respectivamente.<\/p>\n

En los d\u00edas transcurridos de diciembre, la generaci\u00f3n con la tecnolog\u00eda solar ha sido superior a la del mismo per\u00edodo en 2018 en la mayor\u00eda de los mercados, principalmente en Alemania donde ha aumentado un 70%, y en Francia y Portugal se han registrado subidas del 15% y del 4,7% respectivamente. Por otro lado, en Espa\u00f1a e Italia han ocurrido bajadas del 5,5% en el primero y del 12% en el segundo.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a>
\nFuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span>
\n\"AleaSoft<\/a>
\nFuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/p>\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> media en los primeros tres d\u00edas de esta semana ha estado por debajo de la media de la semana pasada en todos los mercados europeos. La mayor variaci\u00f3n ha sido del \u201135% en Italia. En Alemania baj\u00f3 un 31%, pero se mantuvo con la mayor variaci\u00f3n en t\u00e9rminos absolutos pues cuenta con mayor potencia instalada que el resto. Los valores medios de Portugal han estado similares a los de la semana del 9 de diciembre y solo han bajado un 0,1%.<\/p>\n

Sin embargo, cuando se compara de forma interanual la producci\u00f3n e\u00f3lica de los primeros 18 d\u00edas de diciembre, el comportamiento ha sido distinto, con incrementos en todos los mercados. Las variaciones m\u00e1s notables se han registrado en Portugal e Italia, del 37% en ambos casos. En el resto de los mercados los aumentos han estado entre el 12% de Alemania y el 16% de Francia.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a>
\nFuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/p>\n

En cuanto a la demanda el\u00e9ctrica<\/strong>, del 16 al 18 de diciembre, ha disminuido en gran parte del continente europeo respecto al mismo per\u00edodo de la semana anterior, principalmente por el aumento de las temperaturas medias. La subida de 3,9 \u00b0C en Francia ha provocado el descenso de la demanda en un 9,7%. En Alemania la bajada ha sido del 5,7%, causada por el incremento medio de las temperaturas de 3,1 \u00b0C. En Italia y Portugal las variaciones han sido menores al 1%. Por otra parte, en Gran Breta\u00f1a, que ha sido el \u00fanico pa\u00eds donde la temperatura media disminuy\u00f3, la demanda subi\u00f3 un 5,1%.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a>
\nFuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.<\/span><\/p>\n

Espa\u00f1a peninsular, producci\u00f3n solar fotovoltaica y termosolar y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h3>\n

La producci\u00f3n solar de Espa\u00f1a peninsular, que comprende a las tecnolog\u00edas fotovoltaica y termosolar, ha bajado un 12% de lunes a mi\u00e9rcoles de esta semana respecto a la media de la semana pasada. Por tal motivo, la producci\u00f3n de diciembre hasta d\u00eda de ayer ha sido inferior en un 5,5% de forma interanual. Durante la semana pr\u00f3xima se espera que la producci\u00f3n solar se recupere en Espa\u00f1a.<\/p>\n

Para la tecnolog\u00eda e\u00f3lica, la diferencia de los tres primeros d\u00edas de esta semana respecto a los valores medios de la anterior tambi\u00e9n ha sido negativa, descendiendo en un 28%. Sin embargo, al analizar de forma interanual los primeros 18 d\u00edas de diciembre, en Espa\u00f1a se ha alcanzado un incremento del 14% de la producci\u00f3n e\u00f3lica. Para la pr\u00f3xima semana se espera que ocurra un retroceso en la generaci\u00f3n con esta fuente renovable.<\/p>\n

La demanda el\u00e9ctrica aument\u00f3 un 1,9% en Espa\u00f1a peninsular de lunes a mi\u00e9rcoles de esta semana. Influenciada principalmente por la subida de la temperatura media en 0,36 \u00b0C y por el efecto del festivo del 9 de diciembre, en algunas comunidades aut\u00f3nomas. Al corregir el efecto del festivo, la variaci\u00f3n de la demanda que se obtiene es del \u20110,3%, tal como se espera por el aumento de la temperatura.<\/p>\n

Despu\u00e9s de finalizar su 23. \u00aa recarga de combustible, la central nuclear<\/strong> de Vandell\u00f3s II se encuentra en estado disponible y se espera que en pocos d\u00edas se conecte de nuevo a la red. En lo que va de semana la producci\u00f3n nuclear se ha mantenido similar a la de la semana pasada, con la estabilidad que caracteriza a estas centrales.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a>
\nFuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/p>\n

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> aumentaron un 2,2% respecto a la semana anterior. Actualmente almacenan 10 449 GWh,<\/strong> que representa el 45% de su capacidad total, seg\u00fan datos del \u00faltimo Bolet\u00edn Hidrol\u00f3gico del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.<\/p>\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h3>\n

En lo que va de semana, los precios de los mercados de electricidad<\/strong> europeos se han comportado de manera heterog\u00e9nea, disminuyendo para la mayor\u00eda de los mercados respecto a los mismos d\u00edas de la semana anterior. El precio de los mercados MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a, EPEX SPOT<\/strong> de Francia, B\u00e9lgica y Pa\u00edses Bajos e IPEX<\/strong> de Italia han presentado una variaci\u00f3n en el precio promedio para estos d\u00edas de entre el \u201116% y el \u20114,3%. El mercado portugu\u00e9s se ha situado como el de menor precio con un promedio de 35,48 \u20ac\/MWh. El resto de estos mercados se han situado en torno a los 36 \u20ac\/MWh y los 39 \u20ac\/MWh. De manera contraria, los mercados Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, EPEX SPOT <\/strong>de Alemania y N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a han sido los que han aumentado sus precios en 1,9%, 4,2% y 5,3% respectivamente. El mercado N2EX con un precio promedio de 48,99 \u20ac\/MWh, ha sido el m\u00e1s alto, seguido por el mercado IPEX<\/strong> de Italia con 47,17 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Pese a la baja producci\u00f3n e\u00f3lica y solar que se ha tenido desde inicios de esta semana, excepto en Portugal en el caso de la e\u00f3lica, los precios en la mayor\u00eda de los mercados se han mantenido inferiores a los mismos d\u00edas de la semana pasada. No siendo as\u00ed en el caso de Alemania, que a pesar de presentar temperaturas m\u00e1s c\u00e1lidas y habiendo disminuido su demanda, el precio promedio de estos d\u00edas ha sido superior en 1,53 \u20ac\/MWh al de los mismos d\u00edas de la semana pasada, donde la alta producci\u00f3n e\u00f3lica que se ha observado desde el viernes 6 de diciembre hizo descender los precios hasta alcanzar valores negativos en las horas de algunos d\u00edas<\/a>.<\/p>\n

Desde el s\u00e1bado 14 de diciembre hasta ayer 18 de diciembre, el mercado brit\u00e1nico ha presentado los precios diarios m\u00e1s altos, pero ha sido desplazado por el mercado italiano para este 19 de diciembre, el cu\u00e1l ha sido el \u00fanico que se ha incrementado en un 14% respecto al d\u00eda anterior, el resto de los mercados han disminuido. Haci\u00e9ndose notar nuevamente el mercado de Portugal con una variaci\u00f3n del \u201142% en el precio diario para este d\u00eda 19 respecto al precio del 18 de diciembre, que lo ha llevado a ser el mercado con el precio m\u00e1s bajo para este d\u00eda.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a>
\nFuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, , N2EX, IPEX y Nord Pool.<\/span><\/p>\n

En AleaSoft<\/strong> se prev\u00e9 que en los d\u00edas restantes de esta semana los precios disminuyan en la mayor\u00eda de los mercados europeos respecto a lo que se ha estado observando a inicios de esta semana.<\/p>\n

Mercado ib\u00e9rico<\/h3>\n

En el mercado MIBEL <\/strong>los precios promedios en lo que va de semana han estado entre los 36,13 \u20ac\/MWh del espa\u00f1ol y los 35,48 \u20ac\/MWh del portugu\u00e9s, siendo este el mercado con el precio m\u00e1s bajo. Debido a la alta producci\u00f3n e\u00f3lica en el mercado de Portugal el precio ha descendido en un 16% en este y un 15% en el mercado espa\u00f1ol entre el lunes y jueves de esta semana respecto a los mismos d\u00edas de la semana pasada. Durante casi los cuatro primeros d\u00edas de esta semana, el mercado MIBEL de Portugal ha presentado los precios m\u00e1s bajos, a excepci\u00f3n del martes 17 de diciembre que ha cerrado con un precio diario de 42,61 \u20ac\/MWh, muy por encima de otros mercados. Este jueves 19 de diciembre, los precios diarios del mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal han sido de 22,71 \u20ac\/MWh y 21,81 \u20ac\/MWh respectivamente, estando unos 16 \u20ac\/MWh por debajo de los del d\u00eda anterior y posicion\u00e1ndose como los m\u00e1s bajos hasta el d\u00eda de hoy, en lo que va de a\u00f1o para estos mercados.<\/p>\n

En AleaSoft<\/strong> se espera que los precios contin\u00faen descendiendo durante el resto de la semana, respaldados por temperaturas m\u00e1s c\u00e1lidas y un aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h3>\n

Despu\u00e9s de varios d\u00edas con una tendencia claramente a la baja, los mercados de futuros de electricidad europeos han remontado en lo que va de semana. En el caso de los futuros para el primer trimestre de 2020, entre el pasado viernes 13 de diciembre y ayer, 18 de diciembre, todos los mercados han aumentado su precio para este producto. En la mayor\u00eda se trata de subidas de entre el 0,2% y el 2,0%. Sin embargo, sobresalen pronunciadamente los futuros brit\u00e1nicos. Tanto en el mercado EEX<\/strong> como en el mercado ICE<\/strong>, Gran Breta\u00f1a ha aumentado su precio en un 7,6% y un 6,8% respectivamente.<\/p>\n

Atendiendo al producto del a\u00f1o calendario 2020, se observa un comportamiento similar. Salvo que, en este caso, el precio del mercado NASDAQ <\/strong>de los pa\u00edses n\u00f3rdicos no ha registrado cambios entre los d\u00edas analizados, manteni\u00e9ndose en 36,15 \u20ac\/MWh. En el resto de mercados el panorama es el mismo que para el producto de Q1-20. Las subidas rondan en ese caso el 1,0% de media con la excepci\u00f3n de los mercados EEX e ICE de Gran Breta\u00f1a, que han subido un 6,5% y un 6,1% respectivamente.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a><\/p>\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h3>\n

Los primeros d\u00edas de esta semana, los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el mes de febrero de 2020 en el mercado ICE<\/strong> han continuado la tendencia ascendente iniciada el viernes 13 de diciembre. Como consecuencia, el mi\u00e9rcoles 18 de diciembre el precio de cierre ha sido de 66,17 $\/bbl. No se hab\u00edan registrado valores tan elevados desde el mes de mayo.<\/p>\n

Los recortes en la producci\u00f3n acordados por la OPEP+ a principios de mes podr\u00edan permitir que los precios se mantuvieran altos durante la segunda mitad de diciembre. Aunque la evoluci\u00f3n de los niveles de las reservas de crudo de Estados Unidos tambi\u00e9n ejercer\u00e1 su influencia sobre los precios.<\/p>\n

Despu\u00e9s de alcanzar el precio de cierre m\u00e1s bajo de los \u00faltimos dos a\u00f1os, de 13,80 \u20ac\/MWh, el viernes 13 de diciembre, los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de enero de 2020 se han recuperado los primeros d\u00edas de esta semana aumentando cada d\u00eda. El mi\u00e9rcoles 18 de diciembre el precio de cierre ha sido de 14,95 \u20ac\/MWh. Este valor es un 6,4% superior al del mi\u00e9rcoles de la semana pasada, que fue de 14,05 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Para los precios del gas TTF en el mercado spot, desde el lunes 16 de diciembre, cada d\u00eda se ha alcanzado un valor inferior al registrado para el mismo d\u00eda de la semana anterior. De este modo, el precio \u00edndice alcanzado para el jueves 19 de diciembre ha sido de 12,73 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Los precios de los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de enero de 2020 han comenzado esta semana siguiendo la tendencia descendente del viernes de la semana pasada. As\u00ed, el lunes 16 de diciembre el precio de cierre ha sido de 54,60 $\/t, el m\u00e1s bajo de los \u00faltimos dos a\u00f1os. En cambio, el martes el precio ha subido un 0,5%, hasta los 54,85 $\/t. Este mi\u00e9rcoles 18 de diciembre el precio ha vuelto a descender hasta los 54,70 $\/t.<\/p>\n

Los precios de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2020 esta semana han iniciado una tendencia ascendente. El martes 17 de diciembre se ha producido la mayor subida con un incremento del 4,2% respecto al d\u00eda anterior. El mi\u00e9rcoles, el incremento ha sido menor, del 2,0% respecto al martes. Aun as\u00ed, el precio de cierre ha sido de 26,58 \u20ac\/t, el m\u00e1s elevado desde que el 20 de septiembre se alcanzaran los 26,77 \u20ac\/t. Este comportamiento puede estar relacionado con los compromisos de reducciones de las emisiones de CO2<\/sub> adquiridos por la Uni\u00f3n Europea la semana pasada.<\/p>\n

\"AleaSoft<\/a>
\nFuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.<\/span><\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\nSuscripci\u00f3n al resumen de noticias de AleaSoft<\/a>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft, 19 de diciembre de 2019. Tanto la producci\u00f3n solar fotovoltaica como la e\u00f3lica han continuado disminuyendo esta semana en pr\u00e1cticamente todos los mercados europeos. Por otro lado, las temperaturas han aumentado, lo que ha favorecido el descenso de la demanda de electricidad. 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