{"id":127450,"date":"2019-08-02T09:23:46","date_gmt":"2019-08-02T09:23:46","guid":{"rendered":"http:\/\/candas365.es\/noticias\/?p=127450"},"modified":"2019-08-02T09:23:46","modified_gmt":"2019-08-02T09:23:46","slug":"aleasoft-el-aumento-de-eolica-y-el-record-de-fotovoltaica-rebajan-el-precio-respecto-a-julio-de-2018","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/candas365.es\/noticias\/aleasoft-el-aumento-de-eolica-y-el-record-de-fotovoltaica-rebajan-el-precio-respecto-a-julio-de-2018\/","title":{"rendered":"AleaSoft: El aumento de e\u00f3lica y el r\u00e9cord de fotovoltaica rebajan el precio respecto a julio de 2018"},"content":{"rendered":"

El\u00a0mercado el\u00e9ctrico MIBEL<\/strong>\u00a0acab\u00f3 el mes de julio con un precio promedio de 51,46 \u20ac\/MWh tanto para Espa\u00f1a como para Portugal, valores que representan una rebaja interanual del precio del 17%. Respecto al mes de junio, el precio aument\u00f3 un 9%. El acoplamiento de mercados entre Espa\u00f1a y Portugal tambi\u00e9n creci\u00f3 en este \u00faltimo mes: en julio el porcentaje de horas con los mercados acoplados lleg\u00f3 al 99,2% mientras que en junio se qued\u00f3 en el 98,8%.<\/p>\n

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Seg\u00fan el an\u00e1lisis de\u00a0AleaSoft<\/strong>, la situaci\u00f3n del\u00a0precio de los combustibles<\/strong>, gas y carb\u00f3n, que en este julio estuvieron claramente por debajo de los niveles que alcanzaron en julio de 2018, fue la principal causa de esta bajada interanual de los precios en el mercado el\u00e9ctrico. Pero cabe destacar tambi\u00e9n el efecto sobre el precio que tuvieron el incremento de la\u00a0producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, de un 28% en Espa\u00f1a y un 21% en Portugal, con respecto al mismo mes del a\u00f1o anterior, y de la\u00a0producci\u00f3n fotovoltaica<\/strong>, que adem\u00e1s este mes de julio marc\u00f3 un nuevo r\u00e9cord de generaci\u00f3n mensual de 948 GWh y tambi\u00e9n de generaci\u00f3n horaria, de m\u00e1s de 4 GWh.<\/p>\n

El precio horario m\u00e1ximo registrado durante el mes de julio fue de 60,10 \u20ac\/MWh, alcanzado en Espa\u00f1a el d\u00eda 12 a la hora 14, y fue el \u00fanico momento en que el precio subi\u00f3 por encima de los 60 \u20ac\/MWh en todo el mes. En esa hora, el mercado de Portugal se desacopl\u00f3 y se qued\u00f3 en 58,39 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Seg\u00fan los datos publicados por Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a (REE), durante el mes de julio los\u00a0ciclos combinados de gas<\/strong>\u00a0fueron la tecnolog\u00eda que m\u00e1s electricidad gener\u00f3 en el territorio peninsular, seguidos por las\u00a0centrales nucleares<\/strong>.<\/p>\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/strong><\/p>\n

En el conjunto de los principales mercados de electricidad en Europa, los precios tambi\u00e9n subieron durante el mes de julio con respecto al mes anterior. A la cabeza de los mercados en que m\u00e1s ha aumentado el precio se encuentran los mercados normalmente m\u00e1s sensibles a las temperaturas: el\u00a0mercado EPEX SPOT<\/strong>\u00a0de B\u00e9lgica, con un incremento de precio del 37%, el EPEX SPOT de Francia, con un 29%, y el\u00a0Nord Pool<\/strong>\u00a0de los pa\u00edses n\u00f3rdicos con un 26%. Justo por detr\u00e1s, se sit\u00faa el mercado EPEX SPOT de Alemania con un incremento de precio del 22%. El resto de mercados se situaron en niveles de crecimiento de precio alrededor del 9%, pero destaca el\u00a0mercado N2EX\u00a0<\/strong>de Gran Breta\u00f1a con el menor incremento de todos los mercados, por debajo del 3%.<\/p>\n

El incremento de precio en los mercados el\u00e9ctricos europeos durante este mes de julio ha seguido la misma tendencia que la subida de precio de los\u00a0derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/strong>, que se ha incrementado un 11% respecto al precio promedio de junio. Pero el precio del mercado ha respondido b\u00e1sicamente al comportamiento de las temperaturas, de ah\u00ed que los mercados m\u00e1s sensibles a la meteorolog\u00eda hayan registrado las crecidas de precio m\u00e1s importantes. Si bien a finales de junio tambi\u00e9n hubo una ola de calor en el continente, durante la\u00a0ola de calor<\/strong>la segunda mitad de julio se registraron temperaturas m\u00e1s altas y la situaci\u00f3n se agrav\u00f3 con las indisponibilidades de las centrales nucleares francesas, debido a las restricciones medioambientales. En promedio, entre junio y julio, el incremento de temperatura ha sido de 2 \u00b0C.<\/p>\n

Comparando este mes de julio con el mes de julio de 2018, la bajada de los precios ha sido notable en todos los mercados. La bajada se ha situado entre el 17% y el 32% y refleja el cambio en los\u00a0precios de gas y carb\u00f3n<\/strong>, que en julio de 2018 se encontraban en plena carrera alcista hacia los m\u00e1ximos registrados en septiembre, mientras que en 2019 la tendencia es claramente bajista con varios m\u00ednimos hist\u00f3ricos alcanzados.<\/p>\n

Coincidiendo con la ca\u00edda de los precios de los combustibles, la\u00a0producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>\u00a0de este mes de julio ha sido claramente m\u00e1s alta que la de julio de 2018. Seg\u00fan las estimaciones de\u00a0AleaSoft<\/strong>, en el conjunto de los principales mercados europeos, el incremento interanual de generaci\u00f3n e\u00f3lica en julio estuvo alrededor del 36%.<\/p>\n

En cuanto al nivel promedio de los precios durante este mes de julio, los mercados EPEX SPOT estuvieron alrededor de los 39 \u20ac\/MWh, mientras que el mercado Nord Pool volvi\u00f3 a registrar el precio m\u00e1s bajo con 35,15 \u20ac\/MWh. El mercado brit\u00e1nico N2EX continu\u00f3 a medio camino con un precio promedio de 45,68 \u20ac\/MWh y el resto de mercados, tradicionalmente m\u00e1s caros, de Espa\u00f1a, Portugal e Italia se quedaron en torno a los 52 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Brent, combustibles y CO2<\/strong><\/p>\n

Los precios de los futuros del\u00a0petr\u00f3leo Brent<\/strong>\u00a0para el mes de octubre en el\u00a0mercado ICE<\/strong>\u00a0se mantuvieron durante todo el mes de julio entre los 61,59 $\/bbl y los 66,69 $\/bbl. Este mercado ha estado condicionado por m\u00faltiples factores que act\u00faan tanto a la baja como al alza. Sobre la oferta influyeron principalmente las interrupciones de suministro a causa del hurac\u00e1n Barry, la disminuci\u00f3n de la producci\u00f3n decretada por la OPEP+ y una nueva escalada en las tensiones entre Occidente e Ir\u00e1n tras un ataque fallido a un petrolero brit\u00e1nico. Mientras que del lado de la demanda contin\u00faa afectando el riesgo de un debilitamiento de la econom\u00eda global debido a la guerra comercial entre China y Estados Unidos.<\/p>\n

Los futuros de\u00a0gas TTF<\/strong>\u00a0en el mercado ICE para el mes de septiembre experimentaron una fuerte tendencia alcista durante los primeros d\u00edas del mes de julio, cerrando el viernes 12 de julio en 13,87 \u20ac\/MWh, su valor de cierre m\u00e1s alto desde mayo. Despu\u00e9s de esta subida retomaron la tendencia a la baja y bajaron hasta los 10,48 \u20ac\/MWh a finales de mes, su valor m\u00e1s bajo desde que se negocia este producto.<\/p>\n

Los precios de los futuros del\u00a0carb\u00f3n API 2<\/strong>\u00a0en el mercado ICE para el mes de septiembre se comportaron al alza durante la mayor parte del mes de julio llegando a los 63,60 $\/t el martes 23. Esta repentina escalada sucedi\u00f3 despu\u00e9s de una larga tendencia a la baja y se concret\u00f3 con un aumento de m\u00e1s de 9 $\/t en menos de 30 d\u00edas. Despu\u00e9s de esta subida, los precios volvieron a situarse por debajo de los 59 $\/t los dos \u00faltimos d\u00edas del mes de julio, aunque se mantuvieron por encima de los valores de cierre de inicio de mes.<\/p>\n

Los precios de los futuros de\u00a0derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/strong>\u00a0en el\u00a0mercado EEX<\/strong>\u00a0para el contrato de referencia de diciembre de 2019 se cotizaron por encima de los 26 \u20ac\/t durante todo el mes de julio y se liquidaron el martes 23 en un m\u00e1ximo hist\u00f3rico de 29,30 \u20ac\/t.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/strong><\/p>\n

El comportamiento de los futuros de electricidad de Espa\u00f1a y Portugal para el \u00faltimo trimestre del a\u00f1o, tanto en los mercados OMIP<\/strong>\u00a0y\u00a0EEX\u00a0<\/strong>para Espa\u00f1a, como en el mercado OMIP para Portugal, ha registrado una variaci\u00f3n neta durante el mes de julio poco significativa. En ambos pa\u00edses el precio de liquidaci\u00f3n a fin de mes para este producto presenta una ligera rebaja de menos de 1 \u20ac\/MWh respecto al precio de inicio de mes. Sin embargo, esta diferencia no hace justicia al comportamiento que han presentado los futuros d\u00eda a d\u00eda. Aunque empezaron y terminaron el mes con pr\u00e1cticamente el mismo precio, durante la primera quincena experimentaron una tendencia al alza, con m\u00e1ximos superiores a los 60 \u20ac\/MWh, precio que no se super\u00f3 durante todo el mes de junio. Despu\u00e9s, en la segunda quincena el precio disminuy\u00f3 hasta llegar ligeramente por debajo del precio del primer d\u00eda del mes.<\/p>\n

Por otra parte, el comportamiento del precio de los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2020 en estos mismos pa\u00edses ha sido m\u00e1s notorio. Tras mantener una tendencia al alza que ha hecho una tregua a fin de mes, este producto para Espa\u00f1a alcanz\u00f3 57,45 \u20ac\/MWh en el mercado OMIP y 57,38 \u20ac\/MWh en el mercado EEX. En el caso de Portugal, en el mercado OMIP, el futuro de 2020 alcanz\u00f3 57,80 \u20ac\/MWh. Todas estas cifras m\u00e1ximas fueron ocurrieron el 23 de julio y en los tres casos representa el precio m\u00e1ximo por cada uno durante 2019.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX, para el producto del cuarto trimestre de 2019 ocurri\u00f3 tres cuartos de lo mismo que para Espa\u00f1a y Portugal: acabaron el mes con variaciones netas de menos de un euro en el precio del MWh, pero con m\u00e1ximos en los d\u00edas centrales de este per\u00edodo que rebasan la frontera, respetada durante todo el mes de junio, de 60 \u20ac\/MWh para el caso de Francia y 50 \u20ac\/MWh para Alemania. Aunque cabe destacar la particularidad de que en el caso de Alemania fue positiva, eso s\u00ed, con un incremento de solamente el 1,9% respecto al precio a inicio de mes.<\/p>\n

Los futuros para 2020 en Francia y Alemania en el mercado EEX registraron una tendencia creciente durante casi todo el mes, que desapareci\u00f3 en los \u00faltimos d\u00edas pero que dej\u00f3 detr\u00e1s el precio m\u00e1ximo en 2019 para este futuro en ambos pa\u00edses: 55,12 \u20ac\/MWh en el caso de Francia y 53,12 \u20ac\/MWh en el caso de Alemania.<\/p>\n

Espa\u00f1a peninsular, demanda,<\/strong>\u00a0e\u00f3lica y fotovoltaica<\/strong><\/p>\n

Dos r\u00e9cords hist\u00f3ricos de producci\u00f3n fotovoltaica<\/strong>\u00a0se registraron el mes pasado: una generaci\u00f3n instant\u00e1nea por encima de los 4 GWh y una generaci\u00f3n mensual de 948 GWh, lo que representa una subida interanual del 6,3%. Este resultado supera la anterior cota de 930 GWh de julio de 2013. El incremento ha sido posible gracias a la nueva potencia instalada de 659 MW en lo que va de 2019 hasta el 30 de junio. En cambio, la\u00a0producci\u00f3n termosolar<\/strong>\u00a0cay\u00f3 un 10% respecto al mismo per\u00edodo del a\u00f1o anterior. La\u00a0producci\u00f3n solar<\/strong>\u00a0en conjunto termin\u00f3 superando su r\u00e9cord de generaci\u00f3n horaria en la misma hora que la fotovoltaica, con 6 GWh. Sin embargo, el total de \u00b4producci\u00f3n con energ\u00eda solar disminuy\u00f3 en julio de 2019 un 1,7% en t\u00e9rminos interanuales. Actualmente, todos los r\u00e9cords mensuales de producci\u00f3n de electricidad con energ\u00eda solar se encuentran en julio, con los otros dos en 2015 cuando se registraron 890 GWh de termosolar y 1778 GWh de total de generaci\u00f3n solar.<\/p>\n

La\u00a0demanda el\u00e9ctrica<\/strong>, que fue de 22 775 GWh en el reci\u00e9n acabado mes de julio, creci\u00f3 un 2,7% respecto a julio del a\u00f1o pasado. Hasta ahora, ha sido el segundo mes del a\u00f1o con mayor demanda despu\u00e9s de enero, y estuvo por encima de la demanda registrada durante cada mes de 2018. Este incremento se debe en parte al incremento interanual de 0,6 \u00b0C de las temperaturas en el mes de julio. Seg\u00fan datos de REE, al corregir los efectos de temperatura y laboralidad de la demanda se observa una disminuci\u00f3n interanual de 3,3%.<\/p>\n

La\u00a0producci\u00f3n con ciclos combinados<\/strong>\u00a0sigue dominando el mix el\u00e9ctrico en Espa\u00f1a, con 7048 GWh el mes pasado y una subida de m\u00e1s del triple, exactamente un 216%, respecto al mismo mes de 2018. La generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda contribuy\u00f3 un 32% en julio, superando a la generaci\u00f3n nuclear por segundo mes consecutivo, algo dif\u00edcil de esperar hace un a\u00f1o cuando en julio de 2018 solamente represent\u00f3 el 11% de la generaci\u00f3n total.<\/p>\n

La\u00a0producci\u00f3n nuclear<\/strong>\u00a0tambi\u00e9n creci\u00f3 un 15% en el mes reci\u00e9n concluido, en t\u00e9rminos interanuales. El valor registrado fue de 5131 GWh lo que supone un 23% de cuota del mix de generaci\u00f3n. Durante todo el mes de julio, y hasta el d\u00eda de hoy, todas las centrales nucleares se han mantenido en funcionamiento.<\/p>\n

La\u00a0producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>\u00a0de julio se mantuvo por cuarto mes consecutivo por encima del mismo per\u00edodo del a\u00f1o anterior. En esta racha ascendente, el aumento esta vez fue de un 28% en Espa\u00f1a peninsular.<\/p>\n

La\u00a0producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica<\/strong>\u00a0disminuy\u00f3 un 48% comparado con el mes de julio anterior. Tambi\u00e9n se ha mantenido una tendencia mensual a la baja que empez\u00f3 el febrero pasado, resultando en una ca\u00edda del 5,4% durante el mes de julio respecto al mes anterior.<\/p>\n

Las\u00a0reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong>\u00a0al finalizar el mes han estado desde mayo por debajo de los niveles de los mismos meses del a\u00f1o pasado, bajando el mes pasado un 24% respecto a julio de 2018, seg\u00fan datos del Bolet\u00edn Hidrol\u00f3gico publicado por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica. Las reservas se sit\u00faan actualmente en 10 442 GWh, lo que representa un 45% de su capacidad total.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

El\u00a0mercado el\u00e9ctrico MIBEL\u00a0acab\u00f3 el mes de julio con un precio promedio de 51,46 \u20ac\/MWh tanto para Espa\u00f1a como para Portugal, valores que representan una rebaja interanual del precio del 17%. Respecto al mes de junio, el precio aument\u00f3 un 9%. El acoplamiento de mercados entre Espa\u00f1a y Portugal tambi\u00e9n creci\u00f3 en este \u00faltimo mes: en<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":127451,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[343],"tags":[],"class_list":{"0":"post-127450","1":"post","2":"type-post","3":"status-publish","4":"format-standard","5":"has-post-thumbnail","7":"category-actualidad"},"aioseo_notices":[],"aioseo_head":"\n\t\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t\n\t\t