La producción solar disminuyó la semana pasada en la mayoría los mercados europeos con respecto a la semana del 11 de noviembre. La excepción fue el mercado italiano, donde la producción solar aumentó un 8,4%. El mayor descenso fue registrado en la península ibérica, con una variación del 16%. En los mercados de Alemania y Francia la caída de la producción con esta tecnología fue de un 14% y de un 9,3% respectivamente. La producción de electricidad solar continuará bajando esta semana en Alemania, según AleaSoft, que prevé sin embargo que aumente tanto en España como en Italia. En lo que va de mes, Alemania, Francia e Italia han producido con el Sol menos electricidad que durante el mismo período del año anterior. Por el contrario, hasta el 24 de noviembre, la producción solar en la península ibérica ha sido superior en un 51% a la registrada el año pasado, en el mismo rango de días.
El viento
La producción eólica cayó la semana pasada en la mayoría de los mercados europeos (con respecto a la semana anterior). El viento produjo en Italia un 31% menos, mientras que en Portugal, Alemania y España la producción eólica cayó entre un 29% y un 9,9%. El único mercado ajeno a esa corriente fue el francés. En Francia, los aerogeneradores produjeron un 8,3% más electricidad que la que generaron la semana del 11 de noviembre. Para esta semana, AleaSoft espera que aumenten las producciones eólicas en Alemania, Francia y España, mientras que en Italia la previsión es a la baja. La producción eólica durante este mes de noviembre ha sido superior en todos los mercados europeos, respecto a los mismos días de noviembre de 2018. En Italia continua siendo muy superior, con una producción por encima del doble de la registrada el año pasado, en un 143%. También destaca la producción en la península ibérica, que ha aumentado en un 59%. Para Francia y Alemania el aumento ha sido del 17% y el 1,0% respectivamente.
Demanda
Durante la semana pasada la demanda eléctrica de Portugal se mantuvo con poca variación, respecto a la semana del lunes, 11 de noviembre. Por el contrario, los demás mercados europeos registraron aumentos de entre el 1,0% y el 5,3%. AleaSoft espera que durante esta semana disminuya la demanda eléctrica en Italia, Francia y la península ibérica a medida que las temperaturas medias aumenten.
Mercados eléctricos europeos
La semana pasada (la del 18 de noviembre), los precios subieron en casi todos los mercados eléctricos europeos (con respecto a los precios registrados la semana anterior (la del 11) como consecuencia -según AleaSoft- de tres factores: (1) una mayor demanda eléctrica, (2) las paradas nucleares en Francia y (3) el descenso de la producción renovable.
La llegada de temperaturas más cálidas y vientos más fuertes, que se produce desde el viernes, 22 de noviembre, ha hecho bajar el precio de la electricidad -apuntan desde AleaSoft- en casi todo el continente durante el fin de semana (respecto al fin de semana anterior). Son excepción los mercados N2EX de Gran Bretaña y EPEX SPOT de Países Bajos.
Los precios del mercado EPEX SPOT de Francia, que fueron noticia durante la semana pasada por ser los más altos de Europa durante los cuatro primeros días, bajaron al final de la semana gracias al aumento de las temperaturas y de la producción eólica, unido a la menor demanda eléctrica de los fines de semana.
Al cierre de la semana el precio promedio del mercado francés, de 52,21 euros por megavatio hora (€/MWh), fue el tercero más alto de Europa, por detrás de los mercados N2EX de Gran Bretaña e IPEX de Italia. Todavía no se tienen noticias del regreso a la operación de los reactores nucleares detenidos en la central de Cruas.
Al hacer una comparación respecto a los días de la semana equivalente del año 2018, los precios de la semana pasada han sido inferiores todos los días en todos los mercados analizados.
AleaSoft destaca en todo caso la diferencia en el mercado EPEX SPOT de Bélgica, pues por estas fechas de 2018 el país se encontraba en la incertidumbre de posibles paradas nucleares que dispararon el precio de mercado a cifras astronómicas.
Concretamente, el 21 de noviembre de 2018, en la hora 19, el precio se fijó en 499,36 €/MWh, para promediar finalmente un precio diario de 184,86 €/MWh. Para Bélgica, este es el precio horario más alto de los últimos tres años y el precio diario más alto de los últimos cuatro años.
Atendiendo al precio de cierre de ayer, lunes, 25 de noviembre, se observan diferencias heterogéneas respecto al lunes anterior. Son destacables los casos de Alemania y Países Bajos, que se encuentran en 9,76 €/MWh y 10,03 €/MWh por encima del precio del lunes 18 de noviembre, respectivamente.
A pesar de ello, en AleaSoft espera que para los próximos días los precios bajen ligeramente debido un aumento de la producción eólica.
Futuros de electricidad
En la semana pasada (la del 18 de noviembre) la mayoría de los mercados de futuros de electricidad europeos hicieron un cambio de tendencia para el producto del primer trimestre de 2020. Tras varias semanas presentando una tendencia a la baja, a mediados de la semana pasada los precios de la mayoría de los mercados comenzaron a subir.
Concretamente el mercado OMIP de España y Portugal dejó mínimos de 50,01 €/MWh y 49,95 €/MWh, respectivamente, el 21 de noviembre. Estos valores representan el menor precio que ha tenido este mercado desde inicios de mayo de 2018. El mercado EEX también tuvo mínimos históricos para todos los países analizados en AleaSoft en el futuro de 1T-20 (primer trimestre de 2020).
En cuanto a los futuros de electricidad para 2020, el comportamiento ha sido aproximadamente el mismo que para 1T-20. Algunos mercados han presentado una marcada tendencia creciente desde el día 19 de noviembre, como es el caso del mercado EEX de Alemania, Francia, Italia y Gran Bretaña.
Al cerrar el pasado viernes 22 de noviembre en 47,60 €/MWh, el mercado ICE de los Países Bajos ha sido el de mayor incremento respecto al viernes anterior, con un 2,2%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de enero de 2020 en el mercado ICE descendieron los primeros días de la semana pasada. En cambio, el miércoles y el jueves subieron. Como consecuencia de estas subidas, el jueves 21 de noviembre se alcanzó un precio de cierre de 63,97 $/bbl, el más alto en lo que va de mes. El viernes 22 de noviembre el precio volvió a descender hasta los 63,39 $/bbl, pero aún fue 0,09 $/bbl superior al del viernes 15 de noviembre.
En los próximos días, se espera que el comportamiento de los precios continúe variando bajo la influencia de las noticias sobre el posible acuerdo comercial entre China y Estados Unidos y las declaraciones sobre las intenciones respecto a la posibilidad de pactar reducciones en la producción en la reunión de la OPEP+ que se ha de celebrar a principios de diciembre.
Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de diciembre el lunes de la semana pasada alcanzaron un precio de 15,23 €/MWh, el cual fue 0,48 €/MWh inferior al del viernes 15 de noviembre. Pero el martes 19 de noviembre iniciaron una tendencia ascendente que mantuvieron hasta el viernes. El precio de cierre del viernes 22 de noviembre fue de 16,05 €/MWh, un 2,1% superior al del viernes de la semana anterior. Este comportamiento ha estado influenciado por las reducciones en el flujo de gas procedente de Noruega, que podrían mantenerse en los próximos días.
Los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de diciembre, al igual que en el caso de los futuros de gas TTF, iniciaron la semana del 18 de noviembre con un precio inferior al del viernes previo. Pero después se produjeron ascensos continuados hasta el viernes 22 de noviembre. Ese día el precio de cierre fue de 59,25 $/t, el más elevado en lo que va de mes.
Por lo que respecta a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019, pese a los retrocesos del lunes 18 y del jueves 21 de noviembre, de 1,9% y 0,3% respectivamente, los aumentos registrados durante la mayor parte de la semana pasada tuvieron como consecuencia que el viernes 22 de noviembre se alcanzara un precio de cierre de 24,58 €/t, un 3,1% mayor que el del viernes 15 de noviembre.
