El calor dispara la demanda eléctrica y eleva el precio de la luz al son de la menor generación renovable

Redacción.– El precio promedio de esta semana en el mercado eléctrico MIBEL ha aumentado respecto a los mismos días de la semana pasada, favorecido por una disminución de la producción renovable en un contexto de aumento de las temperaturas que hace crecer la demanda de electricidad. Sin embargo, en otros mercados del continente los precios han resistido al aumento de la demanda gracias al incremento de la producción con energías renovables, según indica AleaSoft Energy Forecasting.

Durante los primeros cuatro días de esta semana el precio promedio del mercado de electricidad MIBEL de España y Portugal ha sido de 48,87 €/MWh, situándose un 3,2% por encima del precio promedio de la semana pasada. En España las producciones eólica y solar han disminuido respecto a la semana pasada, un 1,1% y un 3,8% respectivamente. Esto ha propiciado que los precios aumenten en el escenario actual de incremento de la demanda eléctrica, de un 2,3% respecto a la semana pasada, debido al incremento de las temperaturas en este período, de alrededor de 2°C.

En los mercados IPEX de Italia y N2EX de Gran Bretaña también ha aumentado el precio promedio respecto al de la semana pasada, un 2% y un 8% respectivamente. Sin embargo, al menos de momento, el incremento de la demanda eléctrica por el aumento de las temperaturas de esta semana no ha afectado a todos los mercados europeos por igual. En el resto de mercados analizados, el precio promedio de esta semana ha bajado, entre el 0,3% en el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el 8,3% en el mercado EPEX SPOT Francia.

Asimismo, ha habido un fuerte incremento de la producción renovable en varios países de Europa, tanto eólica como solar. Al comparar la producción promedio de los tres primeros días de esta semana respecto a la producción promedio de la semana pasada, destacan los crecimientos de la eólica en Italia, de un 167%, aunque en este caso no se ha traducido en una disminución de los precios de mercado, en Alemania, de un 106% y en Francia, de un 43%. En el caso de la solar, en Alemania ha subido un 18% en el período analizado y en Italia un 6,7%.

Los principales mercados de electricidad europeos se mantienen distribuidos en dos grupos según su precio. En el grupo de mercados con precios más altos, que esta semana han abarcado un rango más amplio, entre 45 €/MWh y 65 €/MWh, se encuentran los mercados MIBEL, el británico N2EX y el italiano IPEX. En el grupo de mercados con precios más bajos, esta semana hay dos subgrupos: un subgrupo con precios alrededor de 30 €/MWh en el que se encuentran el mercado Nord Pool y el EPEX SPOT Francia, y otro subgrupo con precios entre 35 €/MWh y 40 €/MWh que incluye a los mercados EPEX SPOT Alemania, Bélgica y Países Bajos.

Los futuros de electricidad para el tercer trimestre de España en los mercados OMIP y EEX, así como los de Portugal en el mercado OMIP, están siguiendo esta semana una tendencia creciente, en paralelo al comportamiento de los futuros de CO2. Se sitúan por encima de los 50 €/MWh después de haber caído por debajo de ese valor la semana pasada. Los futuros para el próximo año presentan también una tendencia creciente y cerraron por encima de los 56 €/MWh en ambos mercados, sus valores más altos en cuatro semanas.

Los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX para el próximo trimestre se mantuvieron con una tendencia decreciente y cerraron en 36,25 €/MWh y 38,4 €/MWh respectivamente. En cambio, los futuros para el 2020 de estos dos países presentan una tendencia creciente desde finales de la semana pasada después de haberse mantenido con una tendencia bajista desde abril. Los futuros de Francia se situaron en 52,09 €/MWh y los de Alemania en 49,09 €/MWh, sus valores más altos en más de cinco semanas.

La demanda eléctrica ha aumentado durante los primeros tres días de esta semana un 2,3% respecto a los mismos días de la semana anterior, manteniendo un crecimiento por segunda semana consecutiva. Las temperaturas medias han subido alrededor de 2ºC, contribuyendo a este aumento de la demanda. Según el análisis realizado en AleaSoft, si se corrige el efecto de laboralidad del festivo de San Juan del 24 de junio, la subida ha sido de 3,6%. Para la próxima semana se espera un incremento en las temperaturas medias que conllevará un nuevo aumento de la demanda eléctrica.

Por otro lado, los precios de los futuros del petróleo Brent para el mes de agosto en el mercado ICE han iniciado una remontada desde la semana pasada, alcanzando un valor máximo en casi cuatro semanas de 66,49 dólares por barril, un 11% por encima del precio del 12 de junio, el día de precio de cierre más bajo para el mes de agosto en lo que va de junio.

Esta tendencia alcista se vio influenciada mayoritariamente por las tensiones entre Estados Unidos e Irán, que se encuentran en espera de nuevas sanciones por parte de Estados Unidos, y a pesar del conflicto comercial entre Estados Unidos y China, que esta vez ha tenido menos peso. Este fin de semana están previstas dos reuniones importantes que pueden condicionar el futuro de este mercado en los próximos días y meses: la reunión de los países de la OPEP, donde se decidirá si se mantienen los recortes de producción de crudo en el segundo semestre de este año, y la reunión entre los presidentes de Estados Unidos y China en el marco de la cumbre de G20.

Por el contrario, los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio continúan en declive hacia mínimos históricos de los últimos dos años, situándose en 9,62 €/MWh, debido a la amplia oferta y baja demanda del mercado. Asimismo, los precios de los futuros del carbón API 2 continúan descendiendo, colocándose nuevamente por debajo de los 50 dólares por tonelada con un precio de cierre de 49,60 dólares por tonelada, y manteniendo los valores mínimos históricos de los últimos dos años.

Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre han comenzado a subir, alcanzando los 27,72 €/t, debido fundamentalmente al aumento de las temperaturas, que impulsa la producción de electricidad con fuentes de generación que emiten CO2. Además, este mercado continúa muy influenciado por las incertidumbres relacionadas con las negociaciones del Brexit.