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El aumento de la generación renovable provoca la caída de los precios en los mercados europeos

 El aumento de la generación renovable provoca la caída de los precios en los mercados europeos

El comienzo del año 2020 ha sido muy positivo para la producción solar en los mercados europeos. Se rompieron tanto los récords de producción para un día de enero, como los del total mensual para el primer mes del año, en Alemania, España y Portugal. Los récords en Alemania fueron de producción diaria el 16 de enero de 66 GWh y mensual de 1100 GWh. En España la nueva marca de producción diaria ocurrió el 12 de enero, con 38 GWh, y la mensual fue de 456 GWh. En el caso de Portugal, los registros fueron de 3,3 GWh para el 11 de enero y de 62 GWh para el total mensual.

La generación solar del mercado alemán en enero comenzó baja en la primera quincena pero se recuperó mientras avanzó el mes, alcanzando un aumento interanual del 48%. Todo lo contrario ocurrió en el mercado de España donde, después de una muy buena primera mitad, fue decayendo durante el transcurso del mes y se posicionó un 8,2% por encima de la producción de enero de 2019. En el mercado de Portugal la subida respecto al primer mes de 2019 fue del 8,4%. En términos interanuales, el aumento de la producción del mercado italiano fue del 20% y en el francés del 11%.

Para esta semana se esperan aumentos de la producción solar en todos los mercados, con incrementos significativos en el de Alemania hacia finales de la semana.

La producción eólica de los mercados europeos en enero tuvo un comportamiento heterogéneo en el análisis interanual. Las mayores variaciones fueron el aumento del 38% en el mercado francés y la caída del 26% en el italiano. El otro mercado donde la generación con esta tecnología aumentó fue el alemán, que registró una subida del 7,8%. En la península ibérica la bajada fue del 19%.

Para esta semana se esperan caídas de producción eólica en todos los mercados de Europa. En particular, se espera que la disminución sea más notable a medida que avance la semana.

La agencia italiana de energía Gestore dei Servizi Energetici (GSE) anunció el pasado 28 de enero los resultados de la subasta de contratos por diferencia (en inglés, CFD) que lanzó en septiembre de 2019. Los datos indican que solo el 1% fue destinado a la energía solar, con 5,1 MW adjudicados al proyecto de Solar Italy IX. La oferta de este proyecto fue de 60 €/MWh, unos 10 €/MWh por debajo del precio de referencia. El 99% de los 500 MW ofertados fue otorgado a proyectos de energía eólica, cuyas capacidades oscilaron entre 9,4 MW y 84 MW. Los promotores de estos proyectos eólicos ofrecieron descuentos entre el 4,2% y el 31% del precio máximo de 70 €/MWh.

Por otra parte, la Autoridad Reguladora de la Energía (en inglés, RAE) de Grecia anunció el pasado jueves 30 de enero que realizará una subasta de capacidad renovable el 2 de abril de 2020. Se licitarán 500 MW y el precio de oferta máximo será de 61,32 €/MWh, según los últimos términos publicados para la licitación. El proceso está abierto a proyectos de energía eólica de más de 50 MW de capacidad y de energía solar por encima de los 20 MW.

La demanda eléctrica de la mayoría de los mercados eléctricos europeos en el primer mes de este año fue más baja que la del mismo mes del año pasado, excepto en Portugal donde subió un 1,5%. El último enero las temperaturas fueron menos frías que las de enero de 2019, lo que propició el aumento de la demanda.

Mercados eléctricos europeos

En el mes de enero recién concluido los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron de forma generalizada respecto a los valores promediados en enero de 2019. Según el análisis realizado por AleaSoft son varias las causas de este descenso. La demanda eléctrica disminuyó de forma interanual en la mayoría de mercados pues las temperaturas fueron menos frías que las del mismo mes del año pasado. La producción solar fue más alta en enero de este año en todos los mercados analizados, y en algunos mercados como el alemán y el francés también fue superior la producción eólica registrada en el primer mes de este año. El importante descenso que han estado experimentando los precios del gas y el carbón también favoreció la caída de los precios. El precio promedio del gas TTF en el mercado spot fue en enero de este año un 48% más bajo que en enero del año pasado. En el caso del carbón, el descenso fue de un 37% al comparar el valor promedio de enero de 2020 respecto al de enero de 2019.

El mayor descenso interanual fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de un 55%. El precio promedio diario de este mercado tuvo durante todo el mes de enero una tendencia decreciente, comenzando el mes con valores cercanos a los 30 €/MWh y finalizándolo con valores alrededor de los 20 €/MWh. La mayoría de los días de enero este mercado ha sido el de precio más bajo de Europa, excepto algunos días en que el mercado alemán ocupó dicho puesto. El menor descenso interanual fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, de un 29%. No obstante, este mercado fue el de segundo menor precio promedio del mes, de 35,03 €/MWh y fue el que tuvo el menor precio horario, de ‑8,77 €/MWh en la hora 3 del día 31. Por otro lado, el mayor precio horario del mes se registró en el mercado IPEX de Italia el día 9 en la hora 18 y fue de 77,94 €/MWh. El pasado mes este mercado fue el de mayor precio promedio del continente, de 47,47 €/MWh y también fue el de precio promedio diario más alto la mayor parte de los días, excepto en algunos días en que fue superado por el mercado MIBEL de España y Portugal o por el mercado N2EX de Gran Bretaña. Los otros mercados que normalmente están en el grupo con precios más altos junto con el mercado IPEX, los mercados MIBEL y N2EX, tuvieron precios alrededor de los 40 €/MWh la mayor parte del mes, excepto en algunos días de la semana del 20 de enero en la que alcanzaron valores por encima de 50 €/MWh, debido a las bajas temperaturas registradas. Los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Países Bajos y Bélgica, que suelen estar en el grupo de mercados con precios más bajos junto al mercado Nord Pool, tuvieron precios entre 30 €/MWh y 40 €/MWh la mayor parte del parte del mes, excepto en la semana del 20 de enero en la que los precios llegaron a valores en torno a los 50 €/MWh.

Esta semana del 3 de febrero se espera que los precios sean más altos que los de la semana pasada, aunque el promedio semanal se quedará por debajo de 40 €/MWh en todos los mercados. Se espera que las temperaturas comiencen a ser más frías a partir del martes, lo que hará que la demanda de la semana sea ligeramente superior a la de la semana pasada en la mayor parte de los mercados, a la vez que la producción eólica será menor que la de la semana pasada, siendo estas las causas fundamentales del ascenso esperado de los precios.

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad europeos para el segundo trimestre de 2020 cerraron este 31 de enero por debajo de los precios registrados el día 2 de enero en todos los mercados europeos analizados por AleaSoft. Los futuros de los países nórdicos tuvieron la mayor caída, con precios de cierre un 36% y un 38% más bajos en el mercado ICE y en el mercado NASDAQ respectivamente. El resto de los mercados, aunque con una variación mucho más baja, también sufrieron un descenso importante de entre el 4,9% y el 9,7%.

Los precios de los futuros para el año calendario 2021 también cerraron el mes por debajo de los precios registrados el día 2 de enero en todos los mercados europeos. Para este producto también se destacaron los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos que cerraron un 18% por debajo del segundo día del mes. Otros mercados que presentaron una bajada considerable en los precios a finales de mes fueron los de ICE y EEX de UK, que bajaron un 11% en ambos casos. Para el resto de los mercados la caída en los precios fue de entre el 5,1% y el 8,9%.

Fuente: Aleasoft Energy Forecasting

Noticias sobre energía - otras | Publicada por Pilar Catalina | 04 de febrero de 2020 | 595

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