{"id":78205,"date":"2020-01-02T00:00:00","date_gmt":"2020-01-01T23:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/2019-buen-anno-produccion-renovable-europea-favorecio-bajada-precios\/"},"modified":"2020-02-12T18:31:05","modified_gmt":"2020-02-12T17:31:05","slug":"2019-buen-anno-produccion-renovable-europea-favorecio-bajada-precios","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/2019-buen-anno-produccion-renovable-europea-favorecio-bajada-precios\/","title":{"rendered":"2019: Buen a\u00f1o para la producci\u00f3n renovable europea que favoreci\u00f3 la bajada de los precios"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 2 de enero de 2020. El a\u00f1o 2019 fue un buen a\u00f1o para la producci\u00f3n solar y e\u00f3lica europea pues aument\u00f3 en todos los mercados. La demanda el\u00e9ctrica disminuy\u00f3 en todo el continente. La conjunci\u00f3n de estos factores, as\u00ed como la disminuci\u00f3n de los precios del gas y el carb\u00f3n, favoreci\u00f3 el descenso de los precios de los mercados el\u00e9ctricos.<\/strong><\/p>\n

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

En el marco de la transici\u00f3n energ\u00e9tica<\/strong> que atraviesa el continente europeo, el incremento de la potencia instalada de energ\u00eda solar<\/strong>, principalmente fotovoltaica<\/strong>, conllev\u00f3 a que en 2019 la producci\u00f3n solar fuese superior a la de 2018 de forma general. El mercado espa\u00f1ol fue el que m\u00e1s avanz\u00f3 en t\u00e9rminos absolutos, superando en 2,2 TWh el registro anual del a\u00f1o precedente. En el mercado de Portugal, la producci\u00f3n super\u00f3 por primera vez el terawatt hora y el aumento fue del 27%. Los incrementos en el resto de los mercados estuvieron entre 1 TWh y 2 TWh, entre los cuales Alemania tuvo el crecimiento porcentual m\u00e1s discreto de Europa, que fue del 2,5%.<\/p>\n

Entre los datos destacados, estuvo la subida de la producci\u00f3n solar<\/strong> en el mercado franc\u00e9s en todos los per\u00edodos mensuales o superiores, respecto a 2018. Alemania se mantuvo siendo el pa\u00eds que mayor parte de la demanda cubre con energ\u00eda solar, que en 2019 represent\u00f3 un 8,7% de la electricidad consumida. Se implant\u00f3 un r\u00e9cord de producci\u00f3n horaria en el caso de Espa\u00f1a, que se comenta m\u00e1s adelante. En todo el continente europeo, marzo fue el mes de mayor aumento de la generaci\u00f3n con energ\u00eda solar en 2019 respecto al mismo mes de 2018. En cambio, en mayo se registr\u00f3 el mayor retroceso interanual de la producci\u00f3n solar de Europa.<\/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

El 2019 tuvo a Alemania como su mejor exponente del continente en cuanto a la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, nuevamente por encima de los 100 TWh anuales, alcanzando los 123 TWh, que representaron un aumento del 14%. Los mercados de Francia e Italia fueron los de mayor crecimiento respecto a 2018, del 22% y 21% respectivamente. La generaci\u00f3n procedente de esta fuente renovable fue superior en 2019 en todos los mercados europeos respecto a la del a\u00f1o anterior.<\/p>\n

El mes de mayor incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en comparaci\u00f3n con 2018 fue julio. Sin embargo, en septiembre lleg\u00f3 a duplicarse interanualmente la producci\u00f3n de Portugal. El \u00fanico mes donde la producci\u00f3n e\u00f3lica de Europa fue menor a la de 2018 fue agosto.<\/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 \u00faltimo a\u00f1o, fue m\u00e1s baja que la de 2018 de manera uniforme en todo el continente europeo. Donde m\u00e1s decreci\u00f3 durante 2019 fue en el mercado alem\u00e1n, que tuvo una variaci\u00f3n del -4,6% respecto a 2018. El menor descenso se produjo en el mercado italiano, siendo de un 0,5%.<\/p>\n

Entre los pa\u00edses que mayor parte de la demanda cubrieron con estas renovables estuvo Alemania, donde el binomio de e\u00f3lica y fotovoltaica ocup\u00f3 el 34% de la electricidad consumida. Ese resultado fue seguido por Espa\u00f1a y Portugal, donde para satisfacer la demanda se emple\u00f3 un 27% y 28% de estas tecnolog\u00edas renovables respectivamente.<\/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 fotovoltaica fue uno de los temas m\u00e1s importantes del sector el\u00e9ctrico espa\u00f1ol durante 2019<\/a>, y como mencion\u00e1bamos anteriormente, marc\u00f3 r\u00e9cord de producci\u00f3n horaria de m\u00e1s de 4 GWh<\/a> en julio, y de producci\u00f3n mensual en agosto con 964 GWh. Esta tecnolog\u00eda, en combinaci\u00f3n con la termosolar, permiti\u00f3 que la producci\u00f3n solar anual de Espa\u00f1a peninsular durante 2019 se incrementara en un 19%.<\/p>\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica espa\u00f1ola tambi\u00e9n registr\u00f3 cifras importantes durante el \u00faltimo a\u00f1o, entre ellas un r\u00e9cord de producci\u00f3n e\u00f3lica punta de 17 388 MWh el 12 de diciembre<\/a>. En 2019 la producci\u00f3n e\u00f3lica mensual fue superior de manera interanual en 8 de los 12 meses del a\u00f1o y totaliz\u00f3 un incremento anual del 7,9%.<\/p>\n

La potencia instalada de fotovoltaica cerr\u00f3 el 2019 con m\u00e1s de 7800 MW, que represent\u00f3 un aumento del 66% respecto a lo instalado a finales de 2018, seg\u00fan datos de Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a (REE). En cuanto a la energ\u00eda e\u00f3lica, al menos 1600 MW fueron sumados al parque e\u00f3lico espa\u00f1ol durante 2019, y finaliz\u00f3 el a\u00f1o con m\u00e1s de 25 200 MW de potencia instalada.<\/p>\n

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

Por otro lado, la demanda el\u00e9ctrica disminuy\u00f3 un 1,8% el \u00faltimo a\u00f1o, que al corregir los efectos de temperatura y laboralidad equivale a una ca\u00edda del 2,8%. Un dato curioso es que la diferencia interanual entre los meses de 2019 y 2018, solo fue positiva en los inicios de cada semestre, en los meses de enero y julio.<\/p>\n

La energ\u00eda nuclear <\/strong>fue la que m\u00e1s aport\u00f3 el pasado a\u00f1o al mix energ\u00e9tico de Espa\u00f1a, con un 22% del total, seguida por el 21% de la e\u00f3lica y el 21% de los ciclos combinados. Particularmente, la producci\u00f3n con ciclos combinados fue la que m\u00e1s creci\u00f3 respecto al a\u00f1o anterior, aumentando un 94%. En el otro sentido, la producci\u00f3n con carb\u00f3n sufri\u00f3 la mayor disminuci\u00f3n, alcanzando un 69% menos que en 2018. La generaci\u00f3n con energ\u00eda hidr\u00e1ulica retrocedi\u00f3 esta vez un 28%, despu\u00e9s de llegar casi a duplicarse el a\u00f1o pasado.<\/p>\n

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

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

Los precios de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos durante el a\u00f1o 2019 fueron notablemente inferiores a los del a\u00f1o anterior. En general el precio promedio en los mercados analizados por AleaSoft<\/strong> fue 10 \u20ac\/MWh menor en 2019 que en 2018. Este descenso de los precios se produjo gracias a la disminuci\u00f3n de la demanda el\u00e9ctrica y al aumento de la producci\u00f3n renovable. A las causas del descenso de los precios se suma la disminuci\u00f3n de los precios del gas y el carb\u00f3n, que fue de un 60% y 40% respectivamente.<\/p>\n

El mercado IPEX <\/strong>de Italia fue el de mayor precio durante 2019, con un promedio de 52,32 \u20ac\/MWh, quit\u00e1ndole as\u00ed este puesto al mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a, que hab\u00eda sido el de mayor precio en 2018 con 64,89 \u20ac\/MWh de precio promedio. Por la cola del ranking tambi\u00e9n cambian las posiciones. El mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fue el de menor precio en 2018, con 43,99 \u20ac\/MWh de precio promedio. Sin embargo, en el reci\u00e9n concluido 2019, el mercado EPEX SPOT <\/strong>de Alemania es el que ha conseguido el precio promedio m\u00e1s bajo, con 38,08 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por otra parte, el r\u00e9cord del d\u00eda con el precio diario m\u00e1s alto lo tiene en 2019 el mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a, al alcanzar los 86,44 \u20ac\/MWh el 24 de enero. Esta cifra resulta muy inferior al r\u00e9cord de precio diario de 2018, que en ese a\u00f1o lo registr\u00f3 el mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica, al alcanzar los 184,86 \u20ac\/MWh el 21 de noviembre de ese a\u00f1o. Resulta interesante que es precisamente este mercado el que ahora en 2019 tiene el r\u00e9cord del menor precio promedio diario, con los -133,56 \u20ac\/MWh alcanzados el 8 de junio de 2019. Valor que es adem\u00e1s extraordinariamente inferior al mismo r\u00e9cord de 2018, alcanzado por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con -25,30 \u20ac\/MWh el 1 de enero de 2018.<\/p>\n

La volatilidad de los precios de la mayor\u00eda de los mercados tambi\u00e9n ha disminuido en 2019. En este aspecto la excepci\u00f3n fue el mercado N2EX de Gran Breta\u00f1a, que en 2018 tuvo precios m\u00e1s estables que los registrados en 2019.<\/p>\n

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

Mercado MIBEL<\/h3>\n

Respecto al mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, los precios en 2019 fueron, al igual que en el resto de mercados europeos, 10 \u20ac\/MWh m\u00e1s bajos en promedio. El precio m\u00e1s alto alcanzado en el mercado para ambos pa\u00edses en 2019 fue 69,43 \u20ac\/MWh, el 16 de enero. Este valor es 6,50 \u20ac\/MWh inferior al precio m\u00e1ximo alcanzado en el a\u00f1o anterior, cuando el 19 de septiembre de 2018 se registr\u00f3 un precio promedio diario de 75,93 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

El r\u00e9cord m\u00ednimo anual del mercado MIBEL tambi\u00e9n es menor en 2019 que en el a\u00f1o anterior. En 2018 el precio m\u00e1s bajo se alcanz\u00f3 el 30 de marzo, cuando ambos pa\u00edses tuvieron un precio diario de 4,50 \u20ac\/MWh. En el caso de 2019, el r\u00e9cord se alcanz\u00f3 sin acoplamiento entre Espa\u00f1a y Portugal, pues recientemente, el 22 de diciembre de 2019, el m\u00ednimo fue alcanzado en 1,94 \u20ac\/MWh y 1,68 \u20ac\/MWh respectivamente.<\/p>\n

Y precisamente, en referencia al acoplamiento entre Espa\u00f1a y Portugal, los resultados de ambos a\u00f1os son pr\u00e1cticamente los mismos. En 2018 se alcanz\u00f3 un acoplamiento del 94,79% mientras que en 2019 se registr\u00f3 un 94,83%. Esta peque\u00f1a diferencia est\u00e1 dada porque 2019 tuvo apenas 3 horas m\u00e1s de acoplamiento que 2018.<\/p>\n

 <\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h3>\n

Los futuros de electricidad del a\u00f1o calendario 2020 durante la segunda mitad del reci\u00e9n concluido a\u00f1o 2019 presentaron, en la mayor\u00eda de los mercados, una tendencia a la baja. Las excepciones fueron los pa\u00edses n\u00f3rdicos, tanto en el mercado ICE<\/strong> como en el mercado NASDAQ<\/strong>. La regi\u00f3n n\u00f3rdica se caracteriza por poseer los menores precios de electricidad de Europa. Durante los \u00faltimos seis meses de 2019, los mercados ICE y NASDAQ de estos pa\u00edses se mantuvieron oscilando alrededor de los 36 \u20ac\/MWh. Cabe destacar adem\u00e1s que en este per\u00edodo el mercado ICE de los pa\u00edses n\u00f3rdicos junto al mercado NASDAQ, fueron los mercados con menor variaci\u00f3n en su precio.<\/p>\n

Por otra parte, el mercado EEX<\/strong> de Italia registr\u00f3 durante toda la segunda mitad de 2019 el precio del futuro del a\u00f1o siguiente m\u00e1s alto de Europa. Incluso a pesar de que durante el semestre el precio bajase m\u00e1s de 8 \u20ac\/MWh, termin\u00f3 2019 siendo claramente el mercado de mayor precio.<\/p>\n

En cuanto a la variabilidad de los precios, el mercado con mayor volatilidad en el producto YR-20 fue el mercado EEX de Gran Breta\u00f1a. Este mercado es adem\u00e1s el que mayor diferencia ha registrado durante el segundo semestre de 2019 para este producto, con una bajada de m\u00e1s de 10 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

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

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

Los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el mes M+2 en el mercado ICE<\/strong> durante el a\u00f1o 2019 subieron desde el valor m\u00ednimo anual de 54,91 $\/bbl, registrado el d\u00eda 2 de enero, hasta alcanzar su valor m\u00e1ximo de 74,57 $\/bbl el d\u00eda 24 de abril. Despu\u00e9s se produjeron descensos y el 7 de agosto se registr\u00f3 el precio m\u00e1s bajo desde principios de a\u00f1o, de 56,23 $\/bbl. Pero en el \u00faltimo trimestre recuperaron la tendencia ascendente y finalizaron el a\u00f1o con un precio de cierre de 68,44 $\/bbl, correspondiente al d\u00eda 30 de diciembre de 2019, superior al valor medio anual de 64,16 $\/bbl.<\/p>\n

La evoluci\u00f3n de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent en 2019 se vio influenciada por las preocupaciones sobre el ritmo de crecimiento econ\u00f3mico mundial relacionadas con la disputa comercial entre China y Estados Unidos, las tensiones en Oriente Medio, los recortes a la producci\u00f3n pactados por la OPEP+ y los niveles de las reservas de crudo de Estados Unidos. La inestabilidad en Venezuela y las sanciones de Estados Unidos a Ir\u00e1n y Venezuela tambi\u00e9n ejercieron su influencia en la primera mitad del a\u00f1o. Mientras que las interrupciones en el suministro debidas al hurac\u00e1n Barry lo hicieron en el mes de julio. Por su parte, el lunes 16 de septiembre se registr\u00f3 el aumento m\u00e1s pronunciado respecto al precio de la sesi\u00f3n anterior, del 15%, tras los ataques a las instalaciones petroleras de Arabia Saud\u00ed.<\/p>\n

Los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes M+1, descendieron a lo largo del a\u00f1o 2019 y su valor medio fue de 14,61 \u20ac\/MWh. El precio de cierre m\u00e1ximo, de 22,99 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el 17 de enero de 2019, mientras que el precio de cierre m\u00ednimo de 2019, de 9,38 \u20ac\/MWh, es el correspondiente al d\u00eda 27 de junio. En el primer semestre hubo una clara tendencia a la baja. Pero, pese a la tendencia descendente general, se ha registrado una subida de m\u00e1s de 3 \u20ac\/MWh a principios abril. En el segundo semestre, el comportamiento experiment\u00f3 oscilaciones m\u00e1s pronunciadas, alcanzando el valor m\u00e1ximo del semestre de 16,79 \u20ac\/MWh el d\u00eda 5 de noviembre. Los \u00faltimos d\u00edas del a\u00f1o, el comportamiento fue descendente, alcanzando los 12,29 \u20ac\/MWh el d\u00eda 30 de diciembre.<\/p>\n

La evoluci\u00f3n de los precios estuvo influenciada por las noticias sobre problemas en las centrales nucleares francesas en el segundo semestre del a\u00f1o. Tambi\u00e9n la reducci\u00f3n en la producci\u00f3n de gas en Holanda a partir del 1 de octubre, los niveles elevados de las reservas de gas en los \u00faltimos meses del a\u00f1o, las fluctuaciones en el suministro de gas procedente de Noruega y los niveles de producci\u00f3n e\u00f3lica ejercieron su influencia sobre los precios durante el segundo semestre de 2019.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios de los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes M+1, descendieron a lo largo del a\u00f1o 2019. Empezaron el a\u00f1o 2019 con valores por encima de los 80 $\/t y el d\u00eda 17 de enero de 2019 se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo anual, de 85,70 $\/t. En cambio, a final de a\u00f1o, el d\u00eda 31 de diciembre, el precio de cierre fue de 53,30 $\/t. El precio descendi\u00f3 m\u00e1s r\u00e1pidamente en la primera mitad del a\u00f1o, alcanz\u00e1ndose el precio de cierre m\u00ednimo anual de 49,30 $\/t el d\u00eda 27 de junio de 2019. Posteriormente, los precios se recuperaron un poco en julio y en septiembre, alcanzando el valor m\u00e1ximo del segundo semestre de 61,75 $\/t el d\u00eda 16 de septiembre. Sin embargo, este valor ha sido inferior al del precio promedio anual de 61,86 $\/t y el a\u00f1o finaliz\u00f3 con descensos.<\/p>\n

Durante 2019, 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 alcanzaron valores comprendidos entre los 19,22 \u20ac\/t del d\u00eda 21 de febrero de 2019 y los 30,19 \u20ac\/t del d\u00eda 23 de julio de 2019. En general, se registraron los valores m\u00e1s bajos durante el primer trimestre del a\u00f1o y los m\u00e1s elevados durante el tercer trimestre. El precio de cierre promedio fue de 25,22 \u20ac\/t en 2019 y el a\u00f1o finaliz\u00f3 con un precio de cierre de 25,08 \u20ac\/t correspondiente al d\u00eda 30 de diciembre, tan s\u00f3lo 0,14 \u20ac\/t por debajo del valor medio anual. En el a\u00f1o 2019 los precios de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> se vieron influenciados principalmente por las negociaciones en torno al Brexit. Las condiciones meteorol\u00f3gicas que propiciaron una mayor demanda el\u00e9ctrica, combinadas con los problemas en las centrales nucleares francesas en el segundo semestre, tambi\u00e9n condujeron a subidas de precios.<\/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, 2 de enero de 2020. El a\u00f1o 2019 fue un buen a\u00f1o para la producci\u00f3n solar y e\u00f3lica europea pues aument\u00f3 en todos los mercados. La demanda el\u00e9ctrica disminuy\u00f3 en todo el continente. 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