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El descenso de la generación eólica y nuclear lleva al mercado ibérico (MIBEL) a ser el único europeo al alza

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Redacción.- Los precios del mercado ibérico de electricidad (MIBEL) han subido entre el 13 y el 16 de mayo respecto a los primeros cuatro días de la semana pasada, volviendo a ser protagonista en Europa, donde el resto de los mercados más importantes de electricidad han bajado los precios en el mismo período. Según el análisis realizado por AleaSoft, el descenso de la producción eólica y nuclear son las causas fundamentales de la subida del MIBEL.

El precio promedio del mercado MIBEL de España y Portugal entre el 13 y el 16 de mayo ha sido de 51,18 €/MWh, alrededor de un 8% más alto que el de los días homogéneos de la semana pasada. Entre los mercados eléctricos más importantes de Europa, el ibérico es el único en el que han subido. AleaSoft ha analizado las causas fundamentales de esta subida del precio en MIBEL y apunta al descenso de la producción eólica en la Península Ibérica, de un 26% respecto a la semana pasada, y a la disminución de la producción nuclear debido a que actualmente las centrales nucleares Ascó II y Trillo están paradas por recarga de combustible.

La parada de estas centrales ha provocado una disminución de la producción nuclear de un 16%. La parada programada por recarga de combustible de la central nuclear de Trillo comenzó el pasado viernes 10 de mayo y se espera que vuelva a entrar en funcionamiento el próximo 9 de junio, mientras que la de Ascó II debe volver a funcionar el 31 de mayo. La demanda eléctrica retrocedió ligeramente, un 0,2% durante estos días en la España peninsular, respecto a los días homogéneos de la semana pasada. En AleaSoft se espera que la semana próxima la demanda eléctrica aumente ligeramente respecto a la semana actual.

La producción solar, que comprende la tecnología fotovoltaica y la termosolar, en los tres primeros días de la semana ha aumentado un 46% respecto a la media de la semana anterior. Según AleaSoft, la semana próxima se notará una caída en la producción solar respecto a los valores de esta semana. Asimismo, en los primeros tres días de esta semana del 13 de mayo, la producción hidroeléctrica se ha mantenido similar a los días homogéneos de la semana pasada. Las reservas hidroeléctricas se sitúan en el 53% de la capacidad total, según los datos del Ministerio para la Transición Ecológica.

Bajan los mercados eléctricos europeos

Por el contrario, en el resto de mercados de electricidad de Europa los precios han bajado esta semana, entre el 3,3% del mercado Nord Pool de los países nórdicos y el 11% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos. El incremento de la producción eólica en Francia, de un 47% respecto a la semana pasada, y de la producción solar en Alemania, de un 45% en el mismo período, son factores que han favorecido la disminución de los precios.

Los mercados europeos continúan distribuidos en dos grupos según su precio. En el grupo de mercados con precios más altos se encuentran el mercado N2EX de Gran Bretaña, que esta semana ha estado entre los 45 €/MWh y los 50 €/MWh, y los mercados MIBEL y el IPEX de Italia con precios superiores a los 50 €/MWh la mayor parte de esta semana. En el grupo con precios de mercado más bajos, en torno a 40 €/MWh, se encuentran el mercado Nord Pool y los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos.

Los futuros de electricidad de España en los mercados EEX y OMIP para el tercer trimestre de 2019 y para el año 2020, esta semana han estado por encima de los 55 €/MWh, con una ligera tendencia decreciente, fundamentalmente en el mercado EEX que en la sesión del 15 de mayo bajó un 2,1% respecto a la sesión del 10 de mayo para el caso del próximo trimestre, y un 0,7% para el caso de los futuros del año próximo.

Los futuros de Portugal para el próximo trimestre y año en el mercado OMIP también tuvieron una tendencia decreciente los dos primeros días de esta semana, pero en la sesión del miércoles subieron hasta alrededor de los 56 €/MWh, valores que representan un incremento respecto a la sesión del viernes de la semana pasada de un 0,9%, para el caso del futuro trimestral analizado, y de un 0,5% para 2020.

Los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX para el próximo trimestre cerraron el miércoles en 43,14 €/MWh y 42,68 €/MWh, valores que representan una disminución respecto al viernes de la semana anterior de un 3,3% y de un 2,4% respectivamente. Los futuros para el año próximo de estos dos países durante los primeros dos días de la semana tenían una tendencia decreciente, pero en la sesión de este miércoles subieron, lo que hizo que se situaran en valores similares a los de la semana pasada, de 52,21 €/MWh para el caso de Francia y de 48,82 €/MWh en el caso de Alemania.

La Fundación Renovables propone distinguir entre precio marginal y retribución en el nuevo diseño europeo del mercado de la electricidad

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Europa Press.- La Fundación Renovables ha propuesto distinguir entre el precio marginal y la retribución en el nuevo diseño europeo del mercado de la electricidad, de forma que no todos los kilovatios por hora (kWh) que se viertan a la red eléctrica sean retribuidos al mismo precio.

La Fundación propone que se establezcan procesos de competencia para desacoplar los precios del mercado y la retribución de las distintas tecnologías. Asegura que es necesario distinguir entre el precio del mercado, que refleja el coste marginal del sistema, y la retribución que tendrían que recibir las distintas tecnologías y que debiera ser cercana a sus costes medios. No objeta que el precio del kWh en el mercado pueda ser único y servir como referencia para guiar las decisiones de consumo, pero sí que sea la base para fijar las retribuciones de todas las centrales.

Para desacoplar los precios y la retribución de las distintas tecnologías propone hacer competir a las nuevas centrales para acceder al mercado, por ejemplo, a través de subastas, como ya se hace con las inversiones en renovables de forma que, mediante la competencia en el momento de la inversión, la retribución de las nuevas centrales reflejaría sus costes medios y se preservarían sus incentivos a producir solo cuando resultara eficiente.

En cuanto a la fijación del mix de generación y de los mecanismos de asignación de nueva generación, la Fundación Renovables advierte de que las inversiones solo se van a llevar a cabo si su retribución esperada es estable, sobre todo cuando la mayor penetración de renovables deprima los precios en el mercado y sea necesario que el regulador ofrezca «señales claras» del valor que aporte cada nueva central generadora. Para ello, propone otros criterios, como la capacidad de respaldo, sistemas de almacenamiento, oportunidad de sustituir a otra tecnología no renovable o capacidad de gestión flexible. Se trata, de «no dar pasos equivocados apostando por inversiones en instalaciones no renovables que hipotecan el sistema y no tienen el futuro garantizado».

Bruselas autoriza a la alemana RWE la compra de activos de renovables y energía nuclear de E.ON

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Europa Press.– La Comisión Europea aprobó la compra por parte de RWE de activos de producción energética de origen renovable y nuclear de E.ON, al concluir que la operación no plantea problemas de competencia en el espacio económico europeo. La compra se enmarca en una operación «más compleja» de intercambio de activos entre las dos energéticas alemanas, que incluye la adquisición por E.ON de activos de distribución y venta minorista de RWE, que está siendo, a su vez, examinada por Bruselas en un expediente paralelo.

Sin dañar la Competencia alemana

Sobre la compra de activos de E.ON por parte de RWE, el Ejecutivo comunitario ha examinado el impacto de la operación en la producción y suministro mayorista de electricidad en el mercado alemán, por ser éste el mercado en el que más posibilidades de solapamiento existían. En sus conclusiones, la Comisión considera que la operación es «poco susceptible» de dañar la competencia efectiva y tampoco plantea riesgos de que RWE intente influenciar en los precios de mercado. El Ejecutivo comunitario cree, además, que RWE seguirá encontrando competidores de peso en el sector tras la operación.

Protermosolar afirma que en 2030 las renovables podrían aportar el 84% de la generación eléctrica

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Europa Press.- Protermosolar asegura que en 2030, según el mix propuesto por la patronal de la industria solar termoeléctrica, la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica podría alcanzar el 84% a un coste por debajo de 50 euros por megavatio/hora, según su estudio Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030. Además, esta elevada contribución de las renovables a la generación de electricidad que plantea Protermosolar permitiría alcanzar el objetivo del 35% de consumo de energías renovables en 2030, cumpliendo con las metas propuestas por Bruselas.

El reparto equilibrado de la potencia solar entre energía fotovoltaica y termosolar es la clave del mix propuesto en el informe. Para ello, la patronal recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados a las tecnologías renovables, apostando por su complementariedad estacional y horaria, al tiempo que se prescinde del carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

Estas conclusiones, con datos de 2018, son coincidentes con las que había presentado Protermosolar con la serie histórica hasta 2017, a pesar de que el pasado año fue el peor año meteorológicamente hablando para la energía solar. La patronal defiende que las centrales termosolares aportan otro conjunto de ventajas adicionales para la economía, como el incremento de PIB, del empleo y de la convergencia regional, contribuyendo además a una transición energética «justa», gracias al suministro de componentes, equipos y servicios desde Asturias, País Vasco, o Cataluña al sur del país.

El mix que propone Protermosolar pretende ser una «respuesta sólida» frente al reto de la transición energética. Para la patronal, una de las líneas básicas de actuación para alcanzar dicho objetivo pasa por que la energía fotovoltaica sea la tecnología que experimente un crecimiento exponencial y que, a medida que se vayan cerrando las centrales convencionales, las termosolares tomen el relevo, acompañadas por un crecimiento más constante de la potencia eólica y de biomasa. No obstante, aunque su papel no sería esencial hasta pasados unos años, la patronal asegura que deberían establecerse subastas específicas de algunos cientos de megavatios termosolares.

Expertos prevén malas expectativas para el mercado eléctrico durante el 2019

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Europa Press. – Expertos prevén que en este año 2019 se mantengan «las malas expectativas» para el mercado de la electricidad y la tendencia «alcista» en el sector gasista.

Así, durante la jornada ‘Situación actual del mercado de la energía: Estrategias de compras y costes energéticos’, el manager operations performance de la consultora Ayming, Javier Díaz, afirmó que las previsiones en el mercado eléctrico para este 2019 no son favorables, ya que se prevé un aumento o mantenimiento de los precios de los derechos de CO2, principal referente del mercado actualmente, debido a la entrada en funcionamiento de la MSR (Reserva de Estabilidad del Mercado).

Por el contrario, Díaz aseguró que «una primavera climatológicamente activa o un cambio normativo que actualice los mecanismos de fijación de precio del mercado o en su defecto una legislación que contribuya a la contención de precios, pueden hacer que la situación cambie».

Es significativo que el sector gasista, durante el 2018, estuvo marcado por una alta volatilidad del Brent, mientras que para este ejercicio prevé que el escenario más probable se sitúa en 65 dólares el barril de media, con una tendencia ligeramente alcista a lo largo del año. 

En cuanto a la profesionalización de las compras de energía, David Puentes, director de Ayming, señaló que puede ayudar a la contratación de los suministros de electricidad y gas, logrando un ahorro anual a las empresas de entre el 3% y el 8% en los costes.

 

Precio de la electricidad más bajo de Europa

España registró hace unos días el menor precio mayorista de la electricidad de los principales países europeos del entorno, con 61,04 euros por megavatio hora (MWh), impulsada por la producción récord de la eólica.

De esta manera, el precio del ‘pool’ en España se situará muy por debajo del que marcarán mercados como Reino Unido (85,5 euros por MWh), Alemania (85,8 euros por MWh) o Francia, con 85,9 euros por MWh y una punta para la jornada por encima de los 100 euros por MWh.

En este sentido, fuentes del sector han asegurado que el principal motivo para este nivel de precios en Europa es la menor producción renovable en todo el ‘Viejo Continente’ con respecto a España.

Específicamente, en España la eólica ha alcanzado una generación récord de 377 gigavatios hora (GWh) durante los últimos días de enero, representando más del 44% del total del ‘mix’ de generación, según datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) según estimaciones de Red Eléctrica de España (REE).

Así, estos niveles de precios del conocido como ‘pool’ sitúan enero, con una media hasta ahora de unos 63,5 euros por MWh, por encima de los niveles del pasado mes de diciembre, cuando el precio medio en el mercado mayorista de la electricidad fue de 61,8 euros por MWh.

Con respecto a enero del año pasado, la diferencia de precios del ‘pool’ en España es todavía mucho mayor, ya en el primer mes de 2018 el precio medio de la electricidad fue de algo menos de 50 euros por MWh.

Finalmente, cabe destacar que el precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad.