El mercado eléctrico MIBEL finalizó el mes de julio con un precio promedio de 51,46 €/MWh tanto para España como para Portugal, valores que representan una caída interanual del precio del 17%. Respecto al mes de junio, el precio se incrementó un 9%. El acoplamiento de mercados entre España y Portugal también aumentó en este último mes: en julio el porcentaje de horas con los mercados acoplados llegó al 99,2% mientras que en junio se quedó en el 98,8%.

Según el análisis de AleaSoft, la situación del precio de los combustibles, gas y carbón, que en este julio estuvieron claramente por debajo de los niveles que tenían en julio de 2018, fue la principal causa de esta caída interanual de los precios en el mercado eléctrico. Pero hay que destacar también el efecto sobre el precio que tuvieron el aumento de la producción eólica, de un 28% en España y un 21% en Portugal, con respecto al mismo mes del año anterior, y de la producción fotovoltaica, que además este mes de julio estableció un nuevo récord de producción mensual de 948 GWh y también de producción horaria, de más de 4 GWh.

El precio horario máximo alcanzado durante el mes de julio fue de 60,10 €/MWh, registrado en España el día 12 a la hora 14, y fue el único momento en que el precio superó los 60 €/MWh en todo el mes. En esa hora, el mercado de Portugal se desacopló y se quedó en 58,39 €/MWh.

Según los datos publicados por Red Eléctrica de España (REE), durante el mes de julio los ciclos combinados de gas fueron la tecnología que más electricidad produjo en el territorio peninsular de España, seguidos por la nuclear.

Coincidiendo con la bajada de los precios de los combustibles, la producción eólica de este mes de julio ha sido claramente superior a la de julio del año anterior. Según las estimaciones de AleaSoft, en el conjunto de los principales mercados europeos, el aumento interanual de producción eólica en julio está alrededor del 36%.

En cuanto al nivel promedio de los precios durante este mes de julio, los mercados EPEX SPOT se situaron alrededor de los 39 €/MWh, mientras que el mercado Nord Pool volvió a registrar el precio más bajo con 35,15 €/MWh. El mercado británico N2EX continuó a medio camino con un precio promedio de 45,68 €/MWh y el resto de mercados, tradicionalmente más caros, de España, Portugal e Italia se situaron en torno a los 52 €/MWh.

Futuros de electricidad
El comportamiento de los futuros de electricidad de España y Portugal para el último trimestre del año, tanto en los mercados OMIP y EEX para España, como en el mercado OMIP para Portugal, ha dejado una variación neta durante el mes de julio poco relevante. En ambos países el precio de cierre a fin de mes para este producto presenta una ligera bajada de menos de 1 €/MWh respecto al precio de inicio de mes. Sin embargo, esta diferencia no hace justicia al comportamiento que han presentado los futuros día a día. Aunque comienzan y terminan el mes con prácticamente el mismo precio, durante la primera quincena tuvieron un comportamiento creciente, dejando máximos superiores a los 60 €/MWh, precio que no se sobrepasó durante todo el mes de junio. Después, en la segunda quincena el precio decreció hasta llegar ligeramente por debajo del precio del primer día del mes.

Por otra parte, el comportamiento del precio de los futuros de electricidad para el año 2020 en estos mismos países ha sido más notorio. Tras mantener una tendencia alcista que ha hecho una tregua a fin de mes, este producto para España alcanzó 57,45 €/MWh en el mercado OMIP y 57,38 €/MWh en el mercado EEX. En el caso de Portugal, en el mercado OMIP, el futuro de 2020 alcanzó 57,80 €/MWh. Todas estas cifras máximas fueron alcanzadas el 23 de julio y en los tres casos representa el precio máximo alcanzado por cada uno de estos productos durante 2019.

En cuanto a los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX, para el producto del cuarto trimestre de 2019 ocurre tres cuartos de lo mismo que para España y Portugal: cierran el mes con variaciones netas de menos de un euro en el precio del MWh, pero con máximos en los días centrales de este período que sobrepasan la frontera, respetada durante todo el mes de junio, de los 60 €/MWh para el caso de Francia y los 50 €/MWh para Alemania. Aunque cabe destacar la diferencia de que en el caso de Alemania fue positiva, eso sí, con un aumento de solamente el 1,9% respecto al precio a inicio de mes.

Los futuros para 2020 en Francia y Alemania en el mercado EEX tuvieron una tendencia creciente durante casi todo el mes, que parece desaparecer en los últimos días pero que deja detrás el precio máximo en 2019 para este futuro en ambos países: 55,12 €/MWh en el caso de Francia y 53,12 €/MWh en el caso de Alemania.

España peninsular, demanda, eólica y fotovoltaica
Dos récords históricos de producción fotovoltaica ocurrieron el mes pasado: una producción instantánea por encima de los 4 GWh y una producción mensual de 948 GWh, lo que representa un crecimiento interanual de un 6,3%. Este resultado desplaza a la anterior cota de 930 GWh de julio de 2013. La subida 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 producción termosolar disminuyó en un 10% respecto al mismo período del año anterior. La producción solar en conjunto terminó superando su récord de producción horaria en la misma hora que la fotovoltaica, con 6 GWh. Sin embargo, el total de generación con energía solar bajó en julio de 2019 un 1,7% en términos interanuales. Actualmente, todos los récords mensuales de generación de electricidad con energía solar se encuentran en julio, con los otros dos en 2015 cuando se registraron 890 GWh de termosolar y 1778 GWh de producción solar total.

La demanda eléctrica, que fue de 22 775 GWh en el recién finalizado mes de julio, aumentó un 2,7% respecto a julio del año pasado. Hasta ahora, ha sido el segundo mes del año con mayor demanda después de enero, estando también por encima de la demanda registrada durante cada mes de 2018. Esta subida se debe en parte al aumento interanual de 0,6 °C de las temperaturas en el mes de julio. Según datos de REE, al corregir los efectos de temperatura y laboralidad de la demanda se observa una disminución interanual de 3,3%.