Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La producción solar en Alemania aumentó un 36% la semana del lunes 16 de marzo en comparación con la semana anterior, como se esperaba en AleaSoft. En Italia también se registró un aumento de la producción con esta tecnología del 17%. Por otra parte, en España y Portugal la producción cayó un 44% y un 27% respectivamente. Para la semana actual en AleaSoft se espera que la producción solar en España aumente. Por el contrario, se prevé que la generación con esta tecnología descienda en el mercado italiano.

Durante los 22 días transcurridos de marzo se registró un aumento del 26% en la producción solar del mercado alemán en comparación con los mismos días del año pasado. En el resto de los mercados analizados por AleaSoft las variaciones durante este mes estuvieron entre el ‑1,7% del mercado italiano y el 8,7% del portugués.

Como se previó la semana pasada en AleaSoft, la producción eólica en Portugal y España aumentó en un 72% y un 10% respectivamente en comparación con la semana anterior. Mientras que en Alemania e Italia disminuyó un 46% y un 34% respectivamente. Para esta semana en AleaSoft se prevé un aumento en la producción eólica de Italia. Por el contrario se espera que disminuya en la península ibérica.

Entre el 1 y el 22 de marzo la producción eólica descendió en el mercado alemán y el mercado italiano un 23% y un 22% en comparación con el mismo período del año pasado. Por el contrario en la península ibérica se registró un incremento en la producción con esta tecnología del 31%.

Demanda eléctrica

La semana pasada se produjeron caídas generalizadas de la demanda de electricidad en todos los países europeos. En algunos casos, esta bajada podría atribuirse en parte a una tímida subida de las temperaturas que fueron menos frías, como en Alemania, Francia o Italia, pero en el resto de países las temperaturas cayeron entre 0,9 °C y 2,3 °C. Las caídas de demanda más pronunciadas se registraron en Francia, -15%, Italia, -11%, y España, -7,1%, que son países que se encuentran en régimen de confinamiento a consecuencia de la pandemia del coronavirus.

La entrada en vigor de las órdenes de confinamiento ha generado un patrón similar en la evolución de la demanda de electricidad de estos tres países, con una bajada progresiva de la demanda con respecto a los niveles de las semanas anteriores. Pero, en el caso de Francia, la caída ha sido mucho más rápida y abrupta que en el caso de España y de Italia. El gobierno francés estableció medidas de contención que prohíben los desplazamientos innecesarios a partir del martes 17 al mediodía. Ya ese mismo martes la demanda de electricidad empezó a caer y el miércoles ya se situó por debajo de la demanda del domingo anterior. El perfil horario de la demanda también evolucionó rápidamente, y el viernes ya se podía apreciar claramente un perfil de domingo o festivo.

En España, la bajada de la demanda fue mucho más gradual desde la declaración del estado de alarma, el sábado 14 de marzo. La caída de la demanda respecto a la semana anterior empezó alrededor de un 5% el lunes y martes, y el miércoles se intensificó hasta el 8%. El jueves fue festivo en algunas comunidades, por lo que la reducción de la demanda llegó hasta el 13%, mientras que el viernes se quedó en un descenso del 11%. Para el fin de semana, las caídas fueron menores dado que el estado de alarma ya estaba vigente el fin de semana anterior.

El perfil horario de la demanda también sufrió modificaciones en España. Durante la semana pasada, el pico de demanda de la mañana se retrasó alrededor de tres horas, mientras que el horario del pico de la noche se mantuvo, indicando un desplazamiento claro de un perfil más industrial y comercial hacia un perfil más doméstico.

Italia ya cumplió su segunda semana de confinamiento. La semana de transición y descenso gradual de la demanda de electricidad fue la semana del 9 al 15 de marzo, mientras que, en esta última semana del 16 al 22 de marzo, la demanda se ha mantenido más estable, también con un perfil horario claramente más doméstico con un mayor pico por la noche.

La intención del gobierno italiano es endurecer las condiciones de confinamiento de la población y el cese de toda actividad que no sea imprescindible, por lo que se podría ver un nuevo descenso de la demanda esta semana.

Para esta semana en AleaSoft se prevé un descenso pronunciado de las temperaturas de entre 1 °C y 5 °C en los todos países europeos, lo que puede contrarrestar parcialmente la caída de la demanda a causa del paro de la actividad económica. Pero sin duda, este parón de actividad industrial y comercial será lo que marcará la evolución de la demanda de electricidad durante las próximas semanas y meses.

Mercados eléctricos europeos

En la mayoría de los mercados europeos analizados por AleaSoft los precios dismuyeron la semana pasada respecto a la semana del 9 de marzo. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Alemania y el mercado N2EX de Gran Bretaña, aunque en ambos casos el aumento fue menor al 3%. En el mercado alemán el incremento fue de un 1,8%. Esto a pesar de presentar horas negativas desde las 10 hasta las 16 horas (CET) este domingo 22 de marzo, promediandose un precio negativo de ‑0,95 €/MWh para el día. Además, en la hora 14 se alcanzó el precio horario más bajo, de ‑55,05 €/MWh desde el obtenido en la hora 16 del domigo 15 de marzo. El mercado británico, con un incremento del 2,8%, fue el mercado con los precios más altos durante toda la semana pasada, manteniendose por encima de los 34 €/MWh y promediando un precio de 36,60 €/MWh para la semana finalizada.

Por otra parte, en los mercados EPEX SPOT de Bélgica, Francia y los Países Bajos los descensos fueron del 23%, 20% y 18% respectivamente. En estos mercados también se obtuvieron pecios negativos para algunas de las horas del domigo pasado, llegando a promediar precios de 0,70 €/MWh en el caso de Bélgica y sobre los 6 €/MWh en el caso de Francia y los Países Bajos. El mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un descenso del 12%, fue el mercado de menor precio durante la mayor parte de la semana pasada, a excepción del domingo 22 de marzo, cuando promedió un precio de 6,73 €/MWh, el más bajo en ese mercado en lo que va de año, pero superior a los precios de los mercados de EPEX SPOT para ese día.

En tanto, en el mercado IPEX de Italia la semana pasada los precios descendieron un 18% respecto a la anterior. Debido a la baja demanda de electricidad derivada de las medidas de confinamiento tomadas en el país para combatir la propagación del SARS‑Cov‑2, los precios de este mercado comenzaron la semana con precios cercanos a los 34 €/MWh y fueron bajando durante el resto de la semana hasta los 24,77 €/MWh del domingo.

La influencia de las medidas aplicadas para combatir la pandemia de COVID‑19 durante la semana pasada propiciaron la bajada de la demana eléctrica de manera generalizada en los mercados de Europa, lo que a su vez favoreció el descenso en los precios de gran parte de los mercados de electricidad del continente.

En el mercado MIBEL de España y Portugal la bajada de los precios durante la semana pasada fue del 17% para ambos polos. Con una convergencia del 100% en los precios horarios de ambos mercados, el precio promedio semanal fue de 28,55 €/MWh. Aún así, se situaron en tercera posición en el ranking de los mercados con los precios más elevados de la semana en el continente. La baja demanda de electricidad durante la semana pasada debido a las medidas adoptadas por el gobierno español para combatir la expansión del coronavirus, en conjunto con una mayor producción eólica permitieron que los precios descendieran, manteniendose por debajo de los 30 €/MWh durante la mayor parte de la semana.

Para este lunes 23 de marzo los precios disminuyeron en la mayoría de los mercados respecto al lunes 16 de marzo. El mercado MIBEL fue la excepción donde, con un precio diario de 29,04 €/MWh tanto para España como para Portugal, aumentó un 7,5% y se posicionó como el segundo mercado con los precios más altos del continente, por debajo del mercado británico con un precio diario de 35,34 €/MWh. Los mercados EPEX SPOT estuvieron bastante acoplados para este día con precios cercanos a los 17 €/MWh. El mercado italiano, con un precio promedio diario de 16,97 €/MWh y una variación del ‑49% respecto al lunes 16 de marzo, se acercó al grupo de mercados de EPEX SPOT. Mientras que el mercado Nord Pool con un precio promedio de 7,82 €/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 menos acoplados durante esta semana. En la mayoría de los mercados los precios se mantendrán estables durante la mayor parte de la semana, descendiendo a finales de semana por una menor demanda. Por otra parte, en el mercado IPEX de Italia se espera que los precios continúen desciendo.

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre de 2020 durante la semana pasada experimentaron una bajada abrupta y generalizada en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft. El principal factor que mueve los precios de esta manera es la previsión de una baja demanda eléctrica a causa de las políticas de confinamiento que están implementando los países europeos para frenar la expansión del coronavirus. La bajada más pronunciada la registró el mercado EEX de Francia, que entre el cierre del viernes 13 de marzo y el del viernes 20 de marzo, tuvo una diferencia negativa de más de 8 €/MWh, representando una variación del ‑27%. Porcentualmente, todos los descensos entre los cierres de ambas semanas estuvieron por encima del 12%.

En el caso del futuro para el año calendario 2021, también hubo una bajada de precios generalizada durante la semana pasada. El escenario es prácticamente el mismo. En este caso el mayor descenso en términos porcentuales lo presentaron el mercado ICE y el mercado NASDAQ de los países nórdicos, con decrementos del 15% y del 14% respectivamente. Sin embargo, en términos absolutos es el mercado EEX de Italia el que registró la mayor bajada de precios entre los cierres de las dos semanas, con una reducción de 4,56 €/MWh.

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 con descensos hasta alcanzar el miércoles 18 de marzo un precio de cierre de 24,88 $/bbl, el más bajo desde los registrados en abril de 2003. Pero el jueves 19 de marzo se produjo una recuperación del 14% respecto al día anterior hasta los 28,47 $/bbl. El viernes 20 de marzo los precios volvieron a descender registrándose un precio de cierre de 26,98 $/bbl, un 20% inferior al del viernes de la semana anterior.

El descenso de la demanda debida a las restricciones impuestas en muchos países para intentar contener la expansión del coronavirus y el hecho de que la capacidad de almacenamiento actual sea muy reducida, obligando a los productores a vender el petróleo extraído inmediatamente, están afectando a los precios de los futuros de petróleo Brent.

En un momento en el que las medidas de contención contra la pandemia del coronavirus tienden a prolongarse en el tiempo y a ser más restrictivas en la mayoría de los países es de esperar que los precios del petróleo continúen descendiendo.

Sin embargo, la semana pasada se iniciaron conversaciones entre la OPEP y productores estadounidenses con el objetivo de frenar la guerra de precios.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de abril de 2020 la semana pasada se mantuvieron por debajo de los 9 €/MWh y descendieron casi todos los días, excepto el jueves 19 de marzo cuando se produjo una recuperación del 3,4% respecto al día anterior. El precio de cierre más bajo de la semana, de 8,26 €/MWh, se registró el miércoles 18 de marzo. Este precio es un 12% inferior al del mismo día de la semana anterior y el más bajo de los últimos dos años. Al parecer la racha de precios récord bajos continuará, pues en la sesión de hoy se han registrado precios por debajo de los 8 €/MWh.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, inició la semana pasada con un precio índice de 9,56 €/MWh para el lunes 16 de marzo. Posteriormente, los precios descendieron hasta los 8,36 €/MWh del jueves 19 de marzo, que fue el menor precio de la semana y desde principios de septiembre de 2019. A partir del viernes, 20 de marzo, los precios se han estabilizado en torno a los 8,52 €/MWh. Hoy lunes 23 de marzo el precio índice es de 8,57 €/MWh.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de abril de 2020, la semana pasada tuvieron el comportamiento contrario al de los futuros de gas y de petróleo. En el caso del carbón, los precios subieron casi toda la semana, excepto el jueves 19 de marzo, cuando descendieron un 1,7% respecto al día anterior. El precio de cierre máximo de la semana pasada, de 50,30 $/t, fue el del miércoles 18 de marzo. Este valor es un 5,5% superior al del miércoles de la semana anterior y el más elevado desde el 18 de febrero.

Este comportamiento puede estar relacionado con unas temperaturas más frías y un aumento de la demanda en el mercado asiático, así como con el hecho de que los productores estén impidiendo el descenso de los precios por debajo de los precios de coste.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, iniciaron la semana pasada con la misma tendencia descendente de la semana anterior. El miércoles 18 de marzo se alcanzó un precio de cierre de 15,30 €/t, un 36% inferior al del miércoles de la semana anterior. Este valor es el más bajo de la semana pasada y desde noviembre de 2018. Por otra parte, el jueves se produjo una recuperación del 7,2% respecto al día anterior. Pero, el viernes el precio volvió a descender un 1,8% hasta registrarse un precio de cierre de 16,11 €/t.

A medida que el coronavirus se extiende por Europa y los países cada vez toman medidas más restrictivas para intentar contenerlo, es de esperar que esto ejerza una influencia a la baja sobre los precios de los futuros de los derechos de emisión.