Fuente: El Periódico de la Energía
El mercado español de electricidad ha cerrado el mes de junio como el segundo junio más caro de toda la historia del mercado, y situándose entre los mercados más caros de Europa.
El mercado español spot de electricidad MIBEL ha cerrado el mes de junio con un precio promedio de 58,46 €/MWh, lo que lo convierte en el segundo mes de junio más caro de toda la historia del mercado MIBEL, 2,11 €/MWh por debajo de junio de 2005. Lo mismo ocurrió el pasado mes de mayo, que también cerró como el segundo más caro de toda la historia del mercado.
Este precio promedio de junio 2018 representa 3,54 €/MWh más que el pasado mes de mayo, y 8,24 €/MWh más que el precio promedio de junio 2017.
La última cotización de los futuros de electricidad para junio 2018 en el mercado OMIP, a finales de mayo, fue de 63,00 €/MWh, 4,54 €/MWh por encima del promedio del precio spot final, aunque el futuro para este mes llegó a cotizar a 65,25 €/MWh, 6,79 €/MWh por encima del promedio spot final.
El perfil de los precios horarios de este mes de junio 2018 se ha caracterizado por el aumento notable de los precios en las horas valle, cuando la demanda es menor. El precio medio en las horas valle de los martes, miércoles, jueves y viernes de este junio ha sido de 58,58 €/MWh, tan solo 2,63 €/MWh menos que el precio promedio en las horas pico de esos mismos días. Mientras que en mayo esta diferencia de precios entre valle y pico fue de 3,04 €/MWh, y en junio del año pasado fue de 3,51 €/MWh.
Entre las principales causas de estos precios en los valles está la baja producción eólica registrada este mes de junio, 23,9% por debajo de los valores típicos en esta época del año.
La tecnología que más veces ha marcado el precio marginal este mes de junio (64% de las horas) ha continuado siendo la hidráulica, igual que ocurrió en mayo (67%). El precio marginal medio que ha marcado la producción hidráulica este mes de junio ha sido de 60,23 €/MWh, comparado con 57,96 €/MWh en el mes de mayo.
Para este mes de julio se esperan temperaturas moderadas, al contrario que julio de 2017 donde se registraron temperaturas medias 0,6°C por encima de los valores típicos estacionales. Esto anticipa una menor demanda para julio de este año, que AleaSoft estima que sea 0,8% menor que en julio 2017. Una demanda moderada implica una presión a la baja sobre el precio de la electricidad.
La tónica general del comportamiento del precio de los combustibles gas y carbón, del petróleo Brent y de los derechos de emisiones de CO2 en este mes de junio ha sido la frenada de la carrera alcista de este año 2018. A partir del compromiso de Arabia Saudita de aumentar la producción de petróleo para suplir la demanda y los problemas de suministro de algunos países productores, se prevé que, en las próximas semanas, y de cara a los siguientes meses y hasta finales de año, el precio del petróleo Brent se relaje.
La situación general de los principales mercados europeos de electricidad viene marcada por los precios altos del tradicionalmente caro mercado británico N2EX y por los precios más bajos del NordPool y EPEX SPOT de Francia y Alemania. A principios de mayo de 2018, la diferencia de precio entre los mercados más caros y los más bajos era de alrededor de los 40 €/MWh. Poco a poco, esta distancia ha ido disminuyendo hasta alcanzar, a finales junio, los 15 €/MWh por el aumento de precio de los tres mercados más baratos, a causa del encarecimiento de los precios de los combustibles y el CO2. Los mercados de Italia, España y Portugal, que en la primera quincena de mayo se mantuvieron en una franja intermedia de unos 50 €/MWh, fueron aumentando los precios hasta alcanzar al N2EX en torno a los 60 €/MWh, valor que se prevé siga siendo la tendencia en el verano para UK, Italia, España y Portugal y que se encuentra estacionario desde mediados de mayo.