El precio del mercado eléctrico ibérico MIBEL sigue estando entre los más altos de Europa. El precio promedio diario fue el más alto de los principales mercados eléctricos europeos el día 11 de marzo, con 51,89 €/MWh para España y Portugal, y 12 de marzo, con 52,04 €/MWh para España y 52,06 €/MWh para Portugal.
En los primeros cuatro días de la semana del 11 de marzo el precio promedio del mercado eléctrico de España subió un 11% y el de Portugal un 8,7%, si se comparan con el precio promedio de los días correspondientes de la semana pasada. En los tres primeros días de la semana pasada, la producción eólica ibérica bajó un 40%, lo que favoreció el aumento de los precios, según el análisis de AleaSoft.
Mercados eléctricos europeos
En el resto de Europa, hay otros mercados donde el precio subió en los primeros cuatro días de la semana pasada, como el EPEX SPOT Alemania, con un aumento del 16% y el EPEX SPOT Francia, con un aumento del 3,2%. En ambos países la producción eólica se está manteniendo en niveles relativamente similares a los de la semana pasada. Aún con este aumento, el precio del mercado eléctrico alemán ha sido el menor de Europa entre el 11 y el 14 de marzo, con 31,46 €/MWh de promedio.
La semana pasada, los mercados de electricidad europeos se han separado en tres grupos según el precio. El grupo de los mercados con precios más altos, alrededor de los 50 €/MWh, en el que se incluyen el mercado eléctrico ibérico MIBEL, el mercado británico N2EX y el mercado italiano IPEX, que en los últimos dos días se ha separado y ha rozado los 60 €/MWh. Un segundo grupo, con precios alrededor de los 40 €/MWh, en el que se incluyen los mercados Nord Pool de los países nórdicos y el EPEX SPOT de los Países Bajos y Bélgica. Y un último grupo de los mercados con precios más bajos, alrededor de los 30 €/MWh, donde se incluyen los mercados de Alemania y Francia de EPEX SPOT.
Brent, combustibles y CO2
El precio del petróleo Brent en el mercado de futuros ICE para el mes de mayo de 2019 estuvo la semana pasada por encima de los 66 $/bbl y con tendencia al alza, cerrando el 13 de marzo en 67,55 $/bbl, el precio de liquidación más alto de este año para este producto hasta el momento. Este incremento se produjo después de que el último reporte semanal de la EIA (U.S. Energy Information Administration) indicara un descenso de las existencias de crudo en Estados Unidos, además de que continúan los recortes de producción de la OPEP y el clima de inestabilidad política en Venezuela.
Por su parte, los futuros de gas TTF para abril de este año en el mercado ICE continuaron la semana pasada la tendencia a la baja que vienen experimentando desde finales de septiembre del 2019 y el 13 de marzo bajaron de los 16 €/MWh, hasta los 15,73 €/MWh, algo que no sucedía desde principios de septiembre de 2017.
Los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes próximo empezaron la semana pasada alrededor de los 71 $/t, y en la sesión de ayer 13 de marzo bajaron hasta los 70,60 $/t, un valor que no se alcanzaba desde inicios de agosto de 2017.
Los futuros de derechos de emisiones de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019 han estado esta semana alrededor del valor de equilibrio de 22 €/t que plantea AleaSoft. En la sesión del 13 de marzo cerraron en 22,29 €/t.
Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad de España para abril de 2019 subieron el pasado lunes 11 de marzo después de que la Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunciara que no se prorrogará la suspensión del impuesto del 7% a la generación eléctrica que se había aprobado el pasado octubre y que tenía una duración de seis meses, hasta marzo de este año. En el mercado OMIP el aumento fue de un 1,9% respecto a la sesión del viernes 8 de marzo, y en el mercado EEX de un 0,7%. El resto de la semana han estado por encima de los 49 €/MWh cerrando ayer miércoles 13 de marzo en 49,50 €/MWh tanto en el mercado OMIP como en el mercado EEX. Los precios de los futuros de Portugal en el mercado OMIP para el próximo mes también han subido esta semana arrastrados por el aumento de los futuros de España, y el 13 de marzo cerraron en 49,20 €/MWh.
En cambio, los futuros de Francia y Alemania para abril de este año en el mercado eléctrico EEX continuaron la semana pasada la tendencia a la baja que vienen experimentando desde que comenzó marzo y en la sesión del 13 de marzo, marcaron un precio de liquidación mínimo desde que se negocia el producto, de 39,27 €/MWh y 37,89 €/MWh respectivamente.
España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
En la semana del 11 de marzo continuó la disminución de la demanda eléctrica de España peninsular en correspondencia con el período del año en el que se está, aunque la temperatura ha sido ligeramente más baja. La demanda eléctrica de los tres primeros días de la semana bajó un 1,5% respecto a los tres primeros días de la semana pasada.
En cuanto a la producción eólica en España, se ha producido un descenso del 38% respecto a los tres primeros días de la semana pasada. Las previsiones de AleaSoft indican que la semana del 18 de marzo habrá una ligera recuperación de la producción con esta tecnología aunque sin alcanzar los niveles de la semana del 4 de marzo.
La producción solar en España, que incluye la fotovoltaica y la termosolar, ha subido en los tres primeros días de esta semana del 11 de marzo un 188% respecto a los tres primeros días de la semana anterior. Para la semana próxima las previsiones de AleaSoft indican que podría haber un ligero retroceso respecto a los valores de esta semana.
Esta semana la producción hidroeléctrica ha estado en una franja entre los 70 y 95 GWh diarios y todas las centrales nucleares continúan en marcha.
Las reservas hidroeléctricas volvieron a subir esta semana del 11 de marzo en 316 GWh después de la caída de la semana pasada, según los datos publicados en el Boletín hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica. Actualmente las reservas son de 11 352 GWh, lo que significa el 49% de la capacidad total.
