AleaSoft: El precio del mercado MIBEL sube esta semana, pero en el resto de Europa mucho más

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El precio promedio del mercado MIBEL ha subido en lo que va de semana un 4% respecto a los cuatro primeros días de la semana pasada. Sin embargo, este incremento es bajo si se compara con los de los mercados del resto de Europa, que han llegado hasta un 22% en el caso de nuestro vecino, el mercado EPEX SPOT de Francia

El fin de semana pasado, los días 6 y 7 de julio, el mercado eléctrico MIBEL de España y Portugal fue el de mayor precio promedio de Europa, con 51,78 €/MWh y 49,62 €/MWh respectivamente. Desde que empezó esta semana, los precios de este mercado han seguido entre los más altos de Europa, algo que ya es habitual. Entre el 8 y el 10 de julio, aunque MIBEL no fue el mercado con el mayor precio del continente, estuvo muy cerca del que ocupó ese puesto, el mercado IPEX de Italia, hasta que hoy, 11 de julio, ha vuelto a liderar el ranking de los precios de electricidad de Europa, con 54,00 €/MWh. En estos cuatro primeros días de la semana, el precio ha subido un 4% si se compara con los mismos días de la semana pasada.

Mercados eléctricos europeos
Sin embargo, el incremento del mercado MIBEL puede parecer poco significativo si se compara con la de la mayoría de mercados de electricidad europeos, donde el precio promedio entre el 8 y 11 de julio ha aumentado entre el 11% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 22% del mercado EPEX SPOT de Francia, al comparar con el precio promedio del 1 al 4 de julio. La excepción esta semana ha sido el mercado IPEX de Italia, que en este período ha caído un 14%, después de bajar a precios ligeramente superiores a los 50 €/MWh, cuando la semana pasada eran superiores a los 60 €/MWh.

El grupo de mercados con precios más bajos, en el que se encuentran los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos así como el mercado Nord Pool de los países nórdicos, es el que ha experimentado la mayor remontada. Al empezar esta semana, el 8 de julio, sus precios estaban en torno a los 30 €/MWh en el mercado Nord Pool y a los 35 €/MWh en los mercados EPEX SPOT y hoy, 11 de julio, sus valores rondan los 35 €/MWh y los 45 €/MWh respectivamente. En el caso del grupo con precios más altos, los mercados IPEX y MIBEL han estado esta semana sobre los 50 €/MWh y N2EX sobre los 45 €/MWh.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros del petróleo Brent en el mercado ICE para el mes de septiembre este miércoles 10 de julio cerraron en 67,01 $/bbl, creciendo en casi 3 $/bbl respecto al día anterior, lo que corresponde a un 4,4%. Desde finales de la pasada semana los precios habían estado ligeramente por encima de los 64 $/bbl y se habían mantenido en este nivel durante los primeros dos días de esta semana. Este incremento del precio en el día de ayer se ha visto condicionado por diferentes circunstancias, como la caída de las reservas de Estados Unidos, las posibles interrupciones en la producción de crudo, también en Estados Unidos, a consecuencia de una tormenta en el Golfo de México y una nueva escalada en las tensiones con Irán, tras un ataque fallido a un petrolero británico.

Los futuros de gas TTF para el mes de agosto en el mercado ICE continúan recuperándose durante esta semana y ayer miércoles cerraron en 12,13 €/MWh, un 20% por encima del mínimo histórico de dos años del 27 de junio y alcanzando valores próximos a los de principios de junio.

Los precios de los futuros del carbón API 2 para el mes de agosto en el mercado ICE han cerrado nuevamente al alza este miércoles 10 de julio, en 60,10 $/t. Desde el 23 de mayo pasado este producto no se cotizaba por encima de los 60 $/t. La tendencia creciente que está viviendo este mercado desde finales de junio frenó temporalmente el martes 9 de julio cuando se cotizó a la baja, un 3% por debajo de los precios de cierre de inicios de la semana.

Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX han cerrado este miércoles en 28,20 €/t, tras haberse mantenido oscilando entre los 26 €/t y 27 €/t durante las últimas tres semanas. Este precio del miércoles constituye un incremento de un 19% respecto al precio mínimo de los últimos dos meses, de 23,74 €/t, alcanzado el 3 de junio.

Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad de España y Portugal en el mercado OMIP cerraron ayer miércoles 10 de julio un 2,9% más altos que el miércoles anterior. En el caso de los futuros de electricidad de España en el mercado EEX, la jornada de ayer finalizó con un crecimiento intersemanal de un 2,6%. Tras estas remontadas, los valores de estos productos volvieron a ser comparables a los de los primeros días de junio, después que entre el 19 y el 20 junio cerraran en sus valores más bajos desde principios de ese mes.

Los futuros para el año próximo, tanto en los mercados OMIP y EEX para España como en el mercado OMIP para Portugal se mantienen con una tendencia alcista desde los primeros días de junio. Esta tendencia se acrecentó en la jornada de ayer miércoles 10 de julio, paralelamente con los futuros de derechos de emisión de CO2, cerrando en sus valores más altos desde hace más de 2 meses, de 56,30 €/MWh en el caso de los futuros de España en EEX y alrededor de 57 €/MWh en el caso de los futuros de España y Portugal negociados en el mercado OMIP.

Los futuros de Francia y Alemania para el próximo trimestre en el mercado EEX se mantienen al alza desde el viernes de la pasada semana. En el caso de Francia, el precio de cierre este miércoles fue un 6,0% superior que el anterior miércoles, y en el caso de Alemania el aumento fue de un 7,0%. Los futuros de Francia y Alemania para el año 2020 se mantienen con una tendencia creciente desde inicios de junio y cerraron en la jornada de ayer en 52,40 €/MWh y 50,40 €/MWh respectivamente.

España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
El inicio de esta semana veraniega en España peninsular ha sido menos caluroso, con la bajada de 0,3 ºC de las temperaturas medias respecto a los primeros tres días de la semana pasada. Esto ha ayudado a que en el mismo período, la demanda eléctrica bajara un 3,9%.

En lo que va de semana, la producción eólica ha aumentado un 11% respecto a los valores medios de la pasada semana. Según AleaSoft, para la próxima semana se espera que suba ligeramente la generación con esta tecnología.

En cuanto al conjunto de la producción fotovoltaica y termosolar, en los tres primeros días de esta semana ha subido un 3,1% respecto a la media de la semana pasada. En AleaSoft se espera que la siguiente semana la producción solar también aumente.

Todas las centrales nucleares se encuentran actualmente en marcha. De lunes a miércoles de esta semana, la producción nuclear ha crecido un 5,1% respecto a los mismos días de la pasada semana, en la que hubo una corta parada no programada de la central de Ascó II del día 1 al 2.

La producción hidroeléctrica ha vuelto a disminuir en los tres primeros días de esta semana respecto a los días del 1 al 3 de julio pasados. Esta vez la reducción ha sido de un 25%.

Según el último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica, el nivel de las reservas hidroeléctricas es actualmente de 11 487 GWh, que representan un descenso de un 2,7% y 320 GWh respecto a la pasada semana. En este momento, las reservas disponibles equivalen a un 76% de las que había hace un año. Por otro lado, en la actualidad las reservas ocupan un 49% de la capacidad total de 23 281 GWh.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precio-mercado-mibel-sube-esta-semana-pero-resto-europa-mucho-mas/

Fuente Comunicae

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