AleaSoft: Subida de los precios de mercados por caída de las renovables y aumento de la demanda y el CO2

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En la segunda semana de julio los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos subieron, alcanzando en algunos casos valores diarios superiores a 40 €/MWh y horarios superiores a 50 €/MWh. La demanda aumentó de forma generalizada y la producción eólica y solar bajó en gran parte de los mercados. A esto se unió el aumento de los precios del CO2, que se situaron por encima de los 29 €/t la mayor parte de la semana

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana número 28 del año, la producción solar disminuyó en la península ibérica y en Alemania en comparación con la semana anterior. En el mercado alemán la reducción de la producción fue de un 1,1% mientras que en la península ibérica fue de un 13%. Por el contrario en el mercado francés la producción solar aumento un 26% y en mercado italiano un 3,5%.

Los primeros 12 días de julio la producción solar aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con los mismos días de julio de 2019. En España peninsular, donde se incluye la fotovoltaica y la termosolar, la producción con estas tecnologías fue un 71% más alta, mientras que en el mercado portugués la producción subió un 39% durante este período. En el resto de los mercados la producción aumentó entre un 2,4% y un 17%.

Para la semana número 29, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso de la producción solar en el mercado español y en el mercado italiano, mientras que para el mercado alemán se espera un incremento.

Entre los días 6 y 12 de julio, la producción eólica aumentó un 40% en el mercado español en comparación con el período del lunes 29 de junio al domingo 5 de julio. En el resto de los mercados europeos analizados por AleaSoft, la producción con esta tecnología disminuyó entre un 6,3% y un 35%.

En el análisis interanual, entre el 1 y el 12 de julio, la producción eólica fue más alta en todos los mercados analizados por AleaSoft. La mayor diferencia entre estos períodos se registró en el mercado portugués, en el que la producción creció un 65%. En los mercados de Francia y España los incrementos fueron del 62% y el 48% respectivamente. En el mercado italiano aumentó un 25% y en el mercado alemán un 20%.

Para la semana del 13 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento en la producción eólica de los mercados ibéricos e italiano. Por el contrario en los mercados de Alemania y Francia se espera una reducción de la producción en comparación con la de la semana del 6 de julio.

Demanda eléctrica
En la semana del 6 de julio la demanda eléctrica se recuperó en todos los mercados europeos analizados respecto a la semana del 29 de junio. El mayor incremento fue del 4,6% en el mercado portugués, con marcados ascensos durante el lunes y el martes respecto a los mismos días de la semana anterior. Gran Bretaña fue el segundo mercado con la mayor variación de la demanda, de un 4,2%. Otros mercados que tuvieron incrementos por encima del 2,0% fueron los de Francia, España y Países Bajos.

Para un análisis más detallado del comportamiento de la demanda eléctrica de Europa, se encuentran disponibles los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft.

En AleaSoft se prevé que la demanda eléctrica disminuya durante la semana del 13 de julio en la mayoría de los mercados eléctricos de Europa analizados.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 6 de julio, los precios aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados respecto a los de la semana del 29 de junio. La excepción fue el mercado IPEX de Italia con un descenso del 2,6%. Por otra parte, el mercado con la mayor subida de precios, del 44%, fue el mercado EPEX SPOT de Alemania, seguido por el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un incremento del 31%. Mientras que el mercado donde el precio subió menos, un 0,3%, fue el mercado MIBEL de España, seguido por el mercado MIBEL de Portugal, con una variación del 0,4%. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 19% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 26% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

La semana del 6 de julio, el mercado con el precio promedio más bajo, de 2,42 €/MWh, fue el mercado Nord Pool. El resto de los mercados analizados estuvieron bastante acoplados y presentaron promedios semanales superiores a los 30 €/MWh. Los precios promedio alcanzados estuvieron entre los 31,34 €/MWh del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y los 35,57 €/MWh del mercado IPEX.

Los aumentos de precios de los mercados eléctricos estuvieron relacionados con el incremento generalizado de la demanda eléctrica en Europa, la disminución de la producción solar en algunos mercados y el descenso de la producción eólica a mitad de semana. El aumento de los precios del CO2 también favoreció este comportamiento de los mercados eléctricos. La combinación de estos factores llevó a que los días 8 y 9 de julio se alcanzaran precios diarios cercanos o superiores a los 40 €/MWh en la mayoría de los mercados. El precio diario más elevado, de 42,42 €/MWh, fue el del jueves 9 de julio en el mercado EPEX SPOT de Alemania. Este precio diario fue el más alto alcanzado en el mercado alemán desde finales de enero y contrasta con los 14,28 €/MWh del lunes 6 de julio de este mismo mercado.

El día 6 de julio, la elevada producción eólica dio lugar a precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Dinamarca, Finlandia, Gran Bretaña, Irlanda, los Países Bajos, Suecia, Estonia, Letonia, Lituania y tres zonas de Noruega. En el caso de Noruega y los países bálticos, no se habían alcanzado precios horarios negativos como mínimo desde 2013. Estos precios se vieron favorecidos por la elevada producción eólica de ese día, además de unos niveles altos de producción hidroeléctrica en el caso de los países nórdicos.

Sin embargo, los días 8 y 9 de julio, los precios horarios superaron los 50 €/MWh para algunas horas de los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Gran Bretaña e Italia debido a la reducción en la producción eólica.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 13 de julio los precios aumentarán en los mercados EPEX SPOT debido al descenso de la producción eólica. Mientras que en los mercados IPEX y MIBEL, donde se espera que aumente la producción con esta tecnología, los precios descenderán.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el siguiente trimestre, Q4-20, durante la semana del 6 de julio registraron subidas en casi la totalidad de los mercados analizados en AleaSoft. La excepción fue el mercado NASDAQ de los países nórdicos, en el cual los precios se redujeron un 4,3% respecto al precio de cierre de la sesión del viernes 3 de julio. En el resto de mercados el precio se incrementó y, coincidentemente, fue el mercado ICE de los países nórdicos el que mayor subida porcentual experimentó, con una variación del 3,1%. En cuanto a valores absolutos, el mercado OMIP de España y Portugal presentó el mayor incremento, de 0,90 €/MWh en ambos casos.

Respecto al precio de los futuros de electricidad para el año 2021, también se registraron subidas durante la vigésimo octava semana del año. En este caso tanto el mercado ICE como el NASDAQ de los países nórdicos se opusieron a este comportamiento, registrando bajadas del 3,1% y el 11% respectivamente. El mercado EEX de Francia fue el de menor variación, con un incremento de solamente un 0,1%. Por otra parte, el mercado EEX de Gran Bretaña fue el de mayor incremento, con un aumento del 2,0%.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2020 en el mercado ICE, la mayor parte de la semana del 6 de julio, tuvieron precios de cierre superiores a los 43 $/bbl, con la excepción de jueves 9 de julio, cuando el precio descendió un 2,2% hasta los 42,35 $/bbl. El precio de cierre máximo de la semana, de 43,29 $/bbl, se alcanzó el miércoles 8 de julio y fue el más elevado desde principios de marzo.

La recuperación del viernes 10 de julio hasta superar de nuevo los 43 $/bbl, después del descenso del jueves, está relacionada con la revisión al alza por parte de la Agencia Internacional de la Energía de su pronóstico sobre la demanda de petróleo para 2020. Sin embargo, el incremento de casos de COVID‑19 en América hace peligrar esta recuperación de la demanda.

Por otra parte, en los próximos días la evolución de los precios estará condicionada por las noticias relacionadas con la reunión de la OPEP+ prevista para el próximo miércoles 15 de julio. En esta reunión se ha de decidir sobre la continuidad en los recortes de producción a partir del mes de agosto. Además, el incremento de las tensiones en Libia también puede afectar al suministro por parte de este país, ejerciendo una influencia al alza sobre los precios.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, después de alcanzar el precio de cierre máximo de la semana, de 6,12 €/MWh, el martes 7 de julio, sus precios iniciaron una tendencia descendente. Como consecuencia, el viernes 10 de julio, el precio de cierre fue de 5,48 €/MWh, un 9,2% inferior al del viernes 3 de julio y el más bajo desde los 5,32 €/MWh del 11 de junio.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, iniciaron la semana del 6 de julio con una tendencia ascendente hasta alcanzar el miércoles 8 de julio un precio índice de 5,62 €/MWh. Pero, luego los precios descendieron hasta los 4,60 €/MWh del fin de semana. Este precio fue el más bajo desde los 4,52 €/MWh del 11 de junio. El lunes 13 de julio, el precio índice se recuperó hasta los 4,71 €/MWh.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, el día 6 de julio registraron un precio de cierre de 52,50 $/t, el más elevado desde finales de marzo. Pero, posteriormente, los precios empezaron a descender hasta alcanzar el viernes 10 de julio un precio de cierre de 48,90 $/t. Este fue un 4,7% menor que el del viernes de la semana del 29 de junio y el más bajo de las últimas dos semanas.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, iniciaron la semana del 6 de julio, con el precio de cierre más elevado desde principios de agosto de 2019, de 29,69 €/t. Pero después, los precios comenzaron a descender hasta alcanzar el jueves 9 de julio un precio de cierre de 28,62 €/t. Sin embargo, el viernes los precios se recuperaron un 1,4%, cerrando en 29,01 €/t. Pese a la tendencia decreciente de la mayor parte de la semana, los precios de cada día fueron superiores a los de los mismos días de la semana del 29 de junio.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
En AleaSoft se está organizando el webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” para el próximo 19 de septiembre. Los mercados de energía se encuentran actualmente en una fase de recuperación después de las caídas que se produjeron en la parte más crítica de la pandemia. No obstante, existe incertidumbre sobre su evolución por los nuevos brotes de la epidemia que se están produciendo, que se podrían intensificar en otoño cuando comience el curso escolar presencial, y por las perspectivas pesimistas de crecimiento de la economía. Este será uno de los temas que se abordarán en el webinar junto con el estado de la financiación de los proyectos de energías renovables, analizando tanto el impacto durante la crisis como las perspectivas de la recuperación económica y de los mercados de energía.

En este contexto, en AleaSoft se han actualizado las curvas de precios a largo plazo con los escenarios más recientes de recuperación de la coronacrisis.

La evolución de los mercados eléctricos también se puede consultar en los observatorios de mercados de energía de AleaSoft, los cuales incluyen datos actualizados diariamente de las principales variables de los trece mayores mercados eléctricos de Europa, además de mercados spot y de futuros de petróleo, gas y carbón, y de derechos de emisión de CO2.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/subida-precios-mercados-electricos-europeos-caida-produccion-renovable-aumento-demanda-co2/

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AleaSoft: La escalada de precios del Brent, gas y CO2 sigue sin dar un respiro a los mercados europeos

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Durante la cuarta semana de junio los precios del Brent y el gas registraron máximos históricos y los del CO2 volvieron a superar los 55 €/t. En este contexto, los precios de los mercados eléctricos spot y de futuros europeos continuaron subiendo. Las subidas también estuvieron favorecidas por una menor producción renovable en algunos mercados. Sin embargo, en el mercado MIBEL los precios bajaron gracias al descenso de la demanda y el aumento de la producción solar y eólica

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 21 de junio se registraron incrementos de la producción solar en los mercados de España y Portugal de un 45% y un 44% respectivamente, en comparación con la tercera semana de junio. Sin embargo la producción con esta tecnología disminuyó en la mayoría de los mercados analizados. En el mercado alemán descendió un 25%, mientras que en los mercados de Francia e Italia las bajadas fueron del 8,7% y 3,7% respectivamente.

Para la semana del 28 de junio, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma aumentará en los mercados de Alemania e Italia. Sin embargo, se prevé una menor generación en el mercado español.

Durante la cuarta semana de junio, la producción eólica aumentó un 33% en el mercado italiano, un 24% en el mercado portugués y un 19% en el mercado español en comparación con la semana del 14 de junio. Por el contrario, en el mercado alemán la producción cayó un 38% porque, a pesar de que entre el lunes y el martes de la semana se registró una producción eólica relativamente alta, durante el resto de los días la producción estuvo por debajo de los 80 GWh. En el mercado francés también descendió la producción con esta tecnología, en este caso un 7,0%.

Para la semana del 28 de junio al 4 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft apuntan a un descenso de la producción en los mercados de España y Portugal. En el mercado francés se espera poca variación. Por otra parte, en los mercados de Italia y Alemania se prevé una mayor generación eólica durante la semana.

Demanda eléctrica
En la semana del 21 de junio, la demanda eléctrica cayó en la mayoría de los mercados europeos respecto a la semana anterior. El descenso de las temperaturas medias semanales, que llegó hasta 5,1 °C en Bélgica, fue la causa principal de las bajadas de la demanda. Los mercados de España, Alemania y Francia tuvieron los descensos más notables, que estuvieron entre el 3,0% y 5,0%. En el caso de España, el festivo de San Juan, celebrado en varias regiones el día 24 de junio, también favoreció el descenso de la demanda. Sin embargo, en el mercado de Italia, donde las temperaturas medias aumentaron, la demanda se incrementó en un 8,3%.

La demanda se recuperará en la mayoría de mercados durante la semana del 28 de junio, según las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft, pues se esperan subidas de las temperaturas medias.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 21 de junio los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal, con un descenso del 2,9%. Por otra parte, el mayor incremento de precios fue el del mercado IPEX de Italia, del 12%, seguido por el del mercado EPEX SPOT de Alemania y el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, ambos con una subida del 11%. En cambio, los menores aumentos de precios fueron los del mercado EPEX SPOT de Francia y Bélgica, de 1,9% y 3,9% respectivamente.

En la cuarta semana de junio, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 98,74 €/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX, de 94,50 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 42,40 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 78,41 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 83,49 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.

Por otra parte, durante varios días de la cuarta semana de junio los precios diarios superaron los 100 €/MWh en el mercado británico y el mercado italiano. El precio diario más elevado fue el del jueves 24 de junio en el mercado IPEX, de 106,56 €/MWh. Este precio es el más alto del mercado italiano desde febrero de 2018.

En la cuarta semana de junio, el incremento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 favoreció el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, el descenso de la producción eólica y solar en países como Alemania y Francia también contribuyó a las subidas de precios. Sin embargo, el incremento de la producción con estas tecnologías renovables unido a la disminución de la demanda eléctrica en la península ibérica permitió el descenso de los precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 28 de junio los precios continuarán aumentando en la mayoría de los mercados. También en el mercado MIBEL se espera que los precios se recuperen favorecidos por la caída de la producción eólica y solar en la península ibérica.

Futuros de electricidad
Durante la cuarta semana de junio los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron una importante subida en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 18 y 25 de junio El mayor incremento en términos porcentuales ocurrió en el mercado ICE de los países nórdicos, con un 30% de subida, seguido de cerca por el mercado NASDAQ de la misma región con un 28%. En el resto de mercados las subidas estuvieron entre el 4,8% y el 11%, siendo el mercado EEX de España el de menor aumento.

Respecto a los precios de los futuros de electricidad para el siguiente año calendario, ocurrió una situación similar. En este caso fue el mercado OMIP de España y Portugal el que registró el menor incremento, con un 4,6% de subida para ambos casos. En el resto de mercados las subidas llegaron hasta el 8,2% registrado por el mercado ICE de los países nórdicos.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2021 en el mercado ICE, durante la cuarta semana de junio presentaron en general una tendencia al alza. Como resultado, el viernes 25 de junio se alcanzó un precio de cierre de 76,18 $/bbl, el cual fue un 3,6% mayor al del viernes anterior y el más alto de los últimos dos años.

A medida que avanzan las vacunaciones contra la COVID‑19 y se incrementa la movilidad, la recuperación de la demanda sigue favoreciendo el incremento de los precios de los futuros de petróleo Brent.

En los próximos días, las expectativas sobre la reunión de la OPEP+ del día 1 de julio ejercerán su influencia sobre la evolución de los precios. La expansión de la variante Delta del coronavirus, más contagiosa, así como la posibilidad de que Irán alcance un pacto que permita levantar las sanciones a sus exportaciones de crudo, podrían limitar los incrementos de producción que acuerde la OPEP+ para agosto.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2021, durante la cuarta semana de junio continuaron aumentando. A partir del martes 22 de junio, los precios de cierre superaron los 30 €/MWh. El viernes 25 de junio se alcanzó un precio de cierre de 32,83 €/MWh. Este precio fue un 10% superior al del viernes anterior y el valor más alto de al menos los últimos siete años para el producto mensual M+1.

Los bajos niveles de las reservas de gas combinados con una demanda alta para la generación eléctrica, favorecida por el descenso de la producción renovable en países como Alemania y Francia, propició que los precios del gas continuaran aumentando en la cuarta semana de junio.

Por lo que respecta a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, durante la cuarta semana de junio, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 55,09 €/t el jueves 24 de junio. Este precio fue un 8,2% mayor al del jueves anterior y el más alto desde mediados de mayo. Sin embargo, el viernes se produjo un ligero descenso hasta los 55,05 €/t.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
Teniendo en cuenta la subida de los precios del CO2 y el gas, en AleaSoft se está realizando una promoción especial de los reportes de curvas de precios de largo de los mercados eléctricos europeos. Una de las características que diferencian a estos reportes es que las previsiones son horarias en todo el horizonte de previsión, de 30 años. Esto permite cuantificar la rentabilidad de los proyectos de energías renovables y es un input necesario en la contratación de un PPA en la definición de las estructuras de precios. Además, las previsiones incluyen las bandas de confianza correspondientes a los percentiles P15 y P85, de gran utilidad en la gestión de riesgos.

En AleaSoft se está organizando el próximo webinar, que se realizará el 15 de julio. En esta ocasión se hará el cierre del primer semestre de 2021 de los mercados eléctricos europeos y se analizarán las perspectivas para la segunda mitad del año. También se explicará la visión de futuro de AleaSoft sobre el papel que tendrá el hidrógeno verde durante la transición energética, fundamentalmente en la descarbonización de sectores como el transporte y la industria que actualmente tienen un gran peso en las emisiones de gases contaminantes de la Unión Europea.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/escalada-precios-brent-gas-co2-sigue-sin-dar-respiro-mercados-electricos-europeos/

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AleaSoft: Los mercados eléctricos europeos y los de Brent, gas, carbón y CO2 comenzaron junio con subidas

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La mayoría de los mercados eléctricos comenzaron junio con subidas de precios. La producción solar fue menor a la de la semana anterior en todos los mercados y en algunos casos también la eólica, propiciando el aumento de los precios. Otros mercados de energía, como el de petróleo Brent, gas TTF y carbón API 2 comenzaron el mes con subidas, algo que también sucedió con el CO2, siendo estos otros elementos que favorecieron las subidas en los mercados de electricidad

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana pasada disminuyó en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. La bajada más pronunciada se registró en el mercado francés que terminó la semana con un 30% menos de generación. En el mercado alemán disminuyó un 16% mientras que en la península ibérica e Italia cayó un 13% y un 4,9% respectivamente.

Durante los primeros 7 días de junio la producción con esta tecnología también fue menor en Alemania, Francia e Italia, cuando se compara con la producción registrada en el mismo período de 2019. En el mercado alemán disminuyó un 14% y en el mercado francés un 5,2%, mientras que en Italia la bajada fue de un 0,7%. Por el contrario, en la península ibérica, la producción con esta tecnología fue un 19% más alta hasta este domingo 7 de junio.

Para esta semana las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso de la producción solar en los mercados alemán, español e italiano.

La producción eólica aumentó un 31% en el mercado alemán la semana pasada, en comparación con la semana anterior. En el mercado italiano también se registró un considerable aumento del 28%, mientras que en el mercado portugués sólo aumentó un 2,7%. De manera contraria, en el mercado español la producción con esta tecnología disminuyó un 16% y en el francés la bajada fue de un 3,4%.

En lo que va del mes de junio la producción eólica fue un 25% menor en comparación con la misma cantidad de días de junio de 2019 en la península ibérica, debido principalmente a la disminución en un 45% de esta producción en el mercado portugués durante este período. Por el contrario, en el mercado italiano se registró un aumento en la generación eólica del 86%, mientras que en Alemania y Francia los incrementos fueron del 27% y 12% respectivamente.

Para esta semana las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican aumentos de las producciones en la península ibérica. Por el contrario se prevé una reducción en comparación con la semana pasada en los mercados de Alemania, Francia e Italia.

Demanda eléctrica
La semana pasada estuvo marcada por un comportamiento heterogéneo de la demanda eléctrica en los mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior del 25 de mayo, influenciado fundamentalmente por los festivos de las dos últimas semanas. En Gran Bretaña aumentó un 7,4% debido al efecto del festivo de Primavera del lunes 25 de mayo. Por otra parte, la demanda del mercado italiano disminuyó un 5,0% debido al efecto del festivo por el día de la República de Italia del pasado martes 2 de junio. El Lunes de Pentecostés, celebrado este año el 1 de junio, fue otro festivo que contribuyó a las variaciones de la demanda, provocando ligeras caídas por debajo del 1% en Francia, Alemania y Bélgica. En Portugal y España la demanda aumentó un 1,7% y 0,2% respectivamente, siendo las medidas de desconfinamiento la causa principal de estos ascensos. En el caso de Países Bajos, se registró un incremento del 1,4%.

La evolución de la demanda eléctrica durante las últimas semanas se puede analizar desde los observatorios de AleaSoft, donde los datos de los mercados eléctricos de Europa son actualizados diariamente.

Para esta semana, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que el comportamiento la demanda de los mercados europeos dependerá de las nuevas medidas de desconfinamiento adoptadas por los diferentes países a partir de este lunes 8 de junio. Los incrementos más notables en la demanda de Europa deben producirse a partir del día 15 de junio, cuando se espera que se flexibilicen en mayor medida las restricciones de movilidad y que se reabran las fronteras en gran parte de los estados miembros.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 1 de junio los precios aumentaron respecto a los de la semana anterior en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos, el mercado IPEX de Italia y el mercado N2EX de Gran Bretaña, con descensos del 29%, el 4,9% y el 3,3% respectivamente. El mercado con la mayor subida de precios, del 19%, fue el mercado EPEX SPOT de Francia, seguido por el mercado EPEX SPOT de Bélgica y de los Países Bajos con incrementos del 15% y el 11% respectivamente. Mientras que el mercado donde el precio subió menos, un 4,6%, fue el mercado MIBEL de España.

El mercado con los precios más bajos durante toda la semana pasada fue el de los países nórdicos, promediando al final de la semana 3,13 €/MWh. Los precios promedios de los mercados EPEX SPOT de Francia, Bélgica, Países Bajos y Alemania estuvieron entre los 17,09 €/MWh y los 19,78 €/MWh. Mientras que, el mercado MIBEL promedió los precios más elevados, de 28,90 €/MWh en el mercado portugués y 28,81 €/MWh en el español. En el mercado italiano y el mercado británico la media semanal fue de 21,72 €/MWh y 25,98 €/MWh respectivamente.

Por otra parte, el lunes y el sábado de la semana pasada se alcanzaron precios horarios negativos en algunos mercados eléctricos europeos. El lunes 1 de junio hubo precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y Suiza. Estos se vieron favorecidos por el descenso en la demanda por la festividad del lunes de Pentecostés.

La alta producción renovable y el descenso en la demanda del fin de semana permitieron que también se alcanzaran precios horarios negativos el sábado 6 de junio en los mercados de Alemania, Bélgica y Francia.

El precio horario más bajo del lunes 1 de junio fue el de la hora 15 en el mercado alemán, de ‑48,17 €/MWh. Mientras que el precio más bajo del sábado 6 de junio fue el de la hora 14 del mercado belga, de ‑6,15 €/MWh.

La semana del 1 de junio, el descenso generalizado de la producción solar en Europa permitió que los precios aumentaran en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, en algunos de los cuales también disminuyó la producción eólica. El aumento de los precios de los combustibles, fundamentalmente del gas, así como de los derechos de emisión de CO2, también favoreció el incremento de los precios. Sin embargo, en Italia, la producción con esta tecnología aumentó, permitiendo el descenso de los precios en este mercado. En el caso del mercado Nord Pool, la elevada producción hidroeléctrica favoreció la bajada de precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que esta semana del 8 de junio los precios aumentarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados debido al descenso de la producción renovable. Sin embargo, el mercado MIBEL será la excepción. En este mercado se esperan descensos de precios asociados a un incremento notable de la producción eólica en la Península Ibérica.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron una importante subida entre el cierre de la semana pasada, 5 de junio y el viernes anterior, 29 de mayo. El mercado NASDAQ, al ser el de menor precio, es el que destaca en su incremento porcentual, con un aumento del 25% en el precio de este producto, mientras que el mercado EEX de Italia fue el de menor variación, con un incremento del 6,6%. Sin embargo, atendiendo a los valores absolutos, el mercado ICE de Bélgica es el de mayor ascenso, con una subida de 4,68 €/MWh, seguido de cerca por el mercado EEX de Alemania con un incremento de 4,26 €/MWh, mientras que el mercado ICE de los países nórdicos en este caso fue el de menos incremento, de 2,13 €/MWh.

En cuanto a los futuros de electricidad para el año calendario 2021, se presentó un comportamiento muy similar. Subida generalizada en los mercados analizados en AleaSoft, liderada por el mercado EEX alemán con un 6,2% de incremento. En general, el aumento de los precios se sitúa alrededor de un 4,2% para este producto anual. En este caso, el mercado con menor variación fue el EEX de Gran Bretaña, con una diferencia entre las sesiones analizadas de 1,08 €/MWh que representa un aumento del 2,9%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2020 en el mercado ICE la semana del 1 de junio mantuvieron una tendencia ascendente y todos los días fueron superiores a los de los mismos días de la semana anterior. El viernes 5 de junio se alcanzó un precio de cierre de 42,30 $/bbl, un 12% superior al del viernes anterior. Por otra parte, no se registraban precios superiores a 40 $/bbl desde el 6 de marzo. En la sesión de hoy los precios también se han mantenido por encima de los 40 $/bbl.

El descenso de la producción y la progresiva recuperación de la demanda en China, Estados Unidos y Europa están permitiendo la recuperación de los precios del petróleo. Las expectativas provocadas por la reunión de la OPEP+ del pasado sábado para prolongar los recortes de mayo y junio al mes de julio contribuyeron a que el viernes 5 de junio el precio de cierre superara los 40 $/bbl.

El reciente acuerdo de la OPEP+ para mantener los recortes a la producción en el mes de julio favorecerá que la recuperación de los precios continúe, pese a no contar con la adhesión de México. Además, el domingo, Arabia Saudí subió sus precios de venta oficiales. Por otra parte, la reducción en la producción en el golfo de México debido a la tormenta tropical Cristóbal también puede ejercer su influencia al alza en la evolución de los precios de los próximos días.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2020 la semana pasada ascendieron desde los 4,05 €/MWh del 1 de junio hasta los 5,71 €/MWh del viernes 5 de junio. Este precio de cierre del viernes fue un 30% superior al del viernes anterior y el más elevado desde los 6,10 €/MWh del 11 de mayo.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, la semana pasada aumentaron desde los 3,41 €/MWh del lunes 1 de junio hasta los 4,81 €/MWh del jueves 4 de junio. El viernes, el precio índice fue un 2,3% inferior al del día anterior. Pero el fin de semana el precio se recuperó hasta alcanzar los 4,78 €/MWh. Este, lunes, 8 de junio, el precio índice fue de 4,95 €/MWh, que ya supera el valor de los precios índice de la segunda mitad de mayo.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de julio de 2020 la primera semana de junio fueron superiores a los de los mismos días de la semana anterior. Los días 2 y 3 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 47,85 $/t, el cual fue un 10% superior al de los mismos días de la última semana de mayo y el más elevado desde el 13 de abril.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, aumentaron durante la primera semana de junio hasta alcanzar el viernes 5 de junio un precio de cierre de 23,24 €/t. Este precio fue un 8,6% superior al del viernes anterior y el más alto desde el 11 de marzo.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
En AleaSoft se continúa trabajando para incluir nuevos datos en el observatorio de mercados de energía con el objetivo de permitir el análisis de su comportamiento durante la crisis del coronavirus. La última novedad son los futuros del petróleo Brent para M+2 en el mercado ICE. El observatorio es una herramienta que incluye gráficos comparativos horarios, diarios y semanales de las últimas semanas y que actualmente está disponible para los mercados de combustibles, CO2 y para los principales mercados eléctricos europeos.

El próximo 25 de junio se realizará el webinar Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa (parte 3), que abordará los temas:

- Evolución de los mercados de energía europeos

- Financiación de proyectos de energías renovables

Y contará con los ponentes:

- Pablo Otín, Director General y cofundador, en Powertis

- Miguel Ángel Amores, Gerente de Energía Renovables, en Triodos Bank

- Oriol Saltó, Director de Análisis de Datos y Modelización, en AleaSoft

- Antonio Delgado Rigal, Director General y fundador, en AleaSoft

Esta será una nueva oportunidad de conocer cómo se han comportado los mercados durante la pandemia de la COVID‑19 y la posterior crisis económica y será una continuación de las anteriores ediciones de abril y mayo.

Para más información, dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/mercados-electricos-europeos-brent-gas-carbon-co2-comenzaron-junio-subidas/

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AleaSoft: Suben los precios de los mercados europeos y MIBEL supera los 30 €/MWh por menos eólica y solar

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En los primeros días de junio los precios de los mercados eléctricos subieron respecto a los de la semana anterior por el descenso de la producción eólica y solar. En el mercado MIBEL se alcanzaron valores por encima de 30 €/MWh. Se espera que el fin de semana suba la producción eólica haciendo bajar los precios. Los precios del gas TTF, aunque continúan bajos, se han recuperado en los primeros días de este mes, y los del petróleo Brent y el CO2 continúan la tendencia ascendente que comenzaron en mayo

Balance del mes de mayo en el mercado eléctrico español
En el mes de mayo la demanda eléctrica de España peninsular disminuyó un 12% respecto a mayo de 2019. Según datos de REE, una vez corregidos los efectos de temperatura y laboralidad, la variación fue de un ‑13%. Sin embargo, debido a las medidas que se comenzaron a adoptar desde inicios de mayo en la desescalada del confinamiento de la población por la pandemia de coronavirus SARS‑CoV‑2, la demanda se incrementó un 4,7% respecto a la de abril de este año. En la Web de AleaSoft se puede realizar el seguimiento de la demanda de las últimas tres semanas en el observatorio de mercados de energía.

La producción solar de España peninsular, que incluye la fotovoltaica y la termosolar, aumentó un 64% en el mes de mayo respecto al mes de abril de este año. Con respecto a la producción registrada el mes de mayo de 2019, aumentó un 36%.

La producción eólica registró un aumento del 3,7% el mes pasado en comparación con el mes de abril. Por el contrario, en la comparativa interanual, la producción con esta tecnología disminuyó un 15% el mes pasado.

Por otra parte la producción hidroeléctrica aumentó un 46% si se compara con la del mismo mes del año pasado, aunque disminuyó un 4,7% respecto a abril de este año.

La producción con carbón continúa descendiendo y el pasado mes de mayo fue un 15% más baja que el mes anterior, mientras que con respecto al mismo mes en 2019 disminuyó un 22%. Asimismo los ciclos combinados redujeron su producción un 49% con respecto a mayo de 2019, sin embargo aumentaron un 11% respecto al mes de abril.

La producción nuclear también cayó durante el mes pasado, producto de la desconexión de la red eléctrica de la Central Nuclear de Trillo para iniciar los trabajos correspondientes a su recarga número 32 el pasado 18 de mayo. De esta forma la central de Trillo se mantendrá parada durante 35 días y se unió a las paradas de la unidad 1 de la Central Nuclear de Almaraz el 14 de abril y de la unidad 1 de la Central Nuclear Ascó el 28 de abril. Esta última se ha vuelto a poner en marcha durante esta primera semana de junio.

En mayo las reservas hidroeléctricas subieron un 25% en términos interanuales. Comparado con lo acumulado en abril de 2020, subieron cerca de un 1%.

En cuanto al mercado eléctrico MIBEL de España y Portugal, el precio promedio aumentó durante el pasado mes de mayo un 20% en comparación con el promedio del mes de abril. Esta fue la segunda mayor subida de precios en Europa, tras la registrada en el mercado Nord Pool. Por otra parte, los precios fueron un 56% inferiores a los del mismo mes del año anterior.

En el caso de España, el precio promedio mensual del mes de mayo fue de 21,25 €/MWh. Mientras que, en Portugal, el promedio fue ligeramente superior, de 21,36 €/MWh. Estos precios permitieron que en mayo el mercado portugués y el español ocuparan el tercer y el cuarto lugar, respectivamente, entre los mercados eléctricos europeos con los precios promedio más elevados, después del mercado británico y el italiano.

En cuanto a los futuros de electricidad ibéricos, el comportamiento en general de los precios del siguiente trimestre en el mercado EEX de España y en el mercado OMIP de España y Portugal ha sido de ligera bajada durante el mes de mayo. En los tres casos, la diferencia entre el precio de cierre de la primera y última sesión de mercado del mes fue de aproximadamente 1,0 €/MWh de bajada. Sin embargo, durante el mes se registraron fluctuaciones en los precios. La primera negociación de futuros de electricidad del pasado mes se realizó el 4 de mayo y los precios negociados fueron 32,64 €/MWh y 32,60 €/MWh para España en los mercados EEX y OMIP respectivamente, a la vez que para Portugal en el mercado OMIP el precio fue de 32,61 €/MWh. El precio máximo se alcanzó el 11 de mayo, y fue de de 32,67 €/MWh, 32,68 €/MWh y 32,69 €/MWh en los mercados EEX de España y OMIP de España y Portugal respectivamente. Por otra parte, el valor mínimo del mes se alcanzó el 22 de mayo, cuando el mercado EEX de España registró un precio de 30,50 €/MWh y el mercado OMIP de España y Portugal registró 30,25 €/MWh y 30,26 €/MWh respectivamente.

En cuanto al producto del año 2021, el comportamiento fue muy similar, en general una ligera bajada de aproximadamente 1,0 €/MWh entre la primera y última sesión de mercado. En este caso el precio de cierre de la primera sesión del mes se encontraba en 41,10 €/MWh en los mercados EEX y OMIP de España y 41,13 €/MWh en el mercado OMIP de Portugal. El precio máximo en el mercado OMIP de España y Portugal se alcanzó el 5 de mayo, con cifras de 41,33 €/MWh y 41,36 €/MWh. Mientras tanto, en el mercado EEX de España el precio máximo de 41,33 €/MWh se alcanzó, al igual que en el producto trimestral, el 11 de mayo. El mínimo del mes coincidió en todos, el 22 de mayo, con precios de 39,93 €/MWh, 40,03 €/MWh y 40,06 €/MWh en los mercados EEX de España y OMIP de España y Portugal.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica en Europa
La producción solar aumentó durante los tres primeros días de esta primera semana de junio en comparación con la media de la semana pasada en el mercado alemán y el mercado italiano en un 17% y un 10% respectivamente. Por el contrario, en el mercado francés disminuyó un 18%, mientras que en la península ibérica disminuyó un 14%.

Comparando los pasados tres primeros días del mes de junio con los tres primeros días de junio de 2019 la producción solar fue un 14% superior en el mercado italiano mientras que en la península ibérica y Alemania aumentó un 13%. En el mercado francés la producción fue similar durante esos días, con un ligero incremento del 0,3%.

Para esta semana el análisis realizado en AleaSoft indica que la producción solar disminuirá en Alemania, España e Italia en comparación con la semana pasada.

La producción eólica durante los tres primeros días de esta semana fue inferior al promedio de la semana pasada en todos los mercados analizados en AleaSoft. Las mayores variaciones fueron en la península ibérica y Francia, de un ‑52% y un ‑41% respectivamente. En el mercado italiano disminuyó la producción un 19%, mientras que en el mercado alemán disminuyó un 17%.

En la comparación de los tres primeros días de este mes con el mismo período de junio de 2019, se registró un aumento en la producción del 33% en el mercado francés, mientras que por el contrario, en la península ibérica disminuyó un 30%. En el caso del mercado italiano y el mercado alemán la variación fue de un 1,7% y un ‑0,8% respectivamente.

No obstante, el análisis de AleaSoft indica que la producción eólica se recuperará en los días restantes de la semana y que el total de la semana terminará siendo superior al de la semana pasada en Italia, Alemania y Portugal.

Demanda eléctrica de Europa
Durante los primeros tres días de esta semana la demanda eléctrica disminuyó en la gran mayoría de los mercados europeos analizados respecto al mismo período de la semana pasada. En los mercados de Alemania, Bélgica, Países Bajos y Francia los descensos estuvieron entre el 6,9% y el 2,7%, relacionados con el efecto del festivo nacional del Lunes de Pentecostés que se celebró el 1 de junio. El mercado italiano fue el de mayor variación, de un ‑11%, debido al efecto del festivo nacional del martes 2 de junio, día de la República de Italia. En el mercado portugués la demanda para los tres primeros días de esta semana se comportó de forma similar a los mismos días de la semana del 25 de mayo, con un ligero descenso de un 0,1%.

Por otra parte, en los mercados de España y Gran Bretaña la demanda eléctrica en lo que va de semana tuvo una incremento del 1,1% y 6,5% respectivamente. En el caso del mercado español, este aumento de la demanda se debe a que el 70% del territorio español, desde este lunes 1 de junio, se encuentra en la fase 2 de desescalada del confinamiento por la COVID‑19. En el caso del Reino Unido, la recuperación de la demanda de esta semana se debió al efecto del festivo del lunes anterior, 25 de mayo, y a que desde el lunes 1 de junio se han suavizado algunas medidas del confinamiento en este territorio, como la reapertura de escuelas y de algunos comercios.

En los observatorios de demanda eléctrica de AleaSoft se puede comparar el comportamiento de la demanda durante la semana actual y las anteriores.

Las previsiones de demanda de AleaSoft para el resto de la semana muestran una recuperación en la mayoría de los mercados eléctricos, que dependerá de las medidas de desescalada en cada territorio.

Mercados eléctricos europeos
Los primeros cuatro días de la semana del 1 de junio, los precios aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos respecto a los de los mismos días de la semana anterior. Las excepciones fueron los mercados Nord Pool de los países nórdicos y N2EX de Gran Bretaña, con descensos del 30% y el 1,0% respectivamente. Por otro lado, la mayor subida de precios, del 25%, se produjo en el mercado MIBEL de España y Portugal. Mientras que el menor incremento fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 0,5%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 4,2% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 10% del mercado EPEX SPOT de Francia.

El mercado con el precio promedio más bajo en lo que va de semana, de 3,79 €/MWh, volvió a ser el mercado Nord Pool. Mientras que el mercado con el promedio más elevado, de 31,52 €/MWh, fue el mercado MIBEL de Portugal, seguido por el mercado MIBEL de España, con un precio de 31,47 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 19,24 €/MWh de Francia y los 28,59 €/MWh de Gran Bretaña.

Pero, pese a los aumentos de los primeros días de esta semana, el lunes 1 de junio se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y Suiza influenciados por el descenso en la demanda del festivo del lunes de Pentecostés. El menor precio horario, de ‑48,17 €/MWh, fue el de la hora 15 del mercado alemán.

Por otra parte, el descenso generalizado de la producción eólica y la disminución de la producción solar en países como España, Francia, Italia o Portugal favoreció los aumentos de precios de los primeros cuatro días de la semana del 1 de junio de la mayoría de los mercados europeos analizados. La recuperación de los precios del CO2 es otro factor que ha propiciado el aumento de los precios de los mercados eléctricos.

En el resto de días de esta semana, las previsiones de precios de AleaSoft indican que los precios descenderán en la mayoría de los mercados, influenciados por el descenso de la demanda del fin de semana y el incremento de la producción eólica. En el caso del mercado Nord Pool, además, se esperan niveles elevados de producción hidroeléctrica debido a las abundantes precipitaciones y al deshielo. Pero la semana próxima, del 8 de junio, se espera que empiece con aumentos de precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, con las excepciones de los mercados MIBEL y N2EX.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad del próximo trimestre registraron subidas en lo que va de semana respecto al cierre de la semana pasada, el viernes 29 de mayo. La mayor subida la registró el mercado ICE de Bélgica, con un 12% de diferencia. El mercado EEX de España e Italia registró bajadas del 1,6% en ambos países, siendo así los países que menos variaron su precio en este período. En términos absolutos el mercado NASDAQ de los países nórdicos es el que registró la menor subida, de 0,30 €/MWh.

En el caso de los futuros de electricidad para el año calendario 2021 el comportamiento fue similar. Las subidas en este caso fueron menos pronunciadas. El mercado EEX de Alemania fue el de mayor aumento. Gran Bretaña fue el país de menor incremento de los precios de este producto, tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE, con un 0,4% en ambos.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2020 en el mercado ICE empezaron la semana del lunes 1 de junio con la tendencia ascendente iniciada a finales de la semana anterior. El miércoles 3 de junio se alcanzó un precio de cierre de 39,79 $/bbl, un 12% superior al del miércoles anterior y el más elevado desde principios de marzo.

El incremento en la demanda asociado a la relajación de las medidas de confinamiento en algunos países está favoreciendo esta tendencia. Por otra parte, la OPEP+ ha de reunirse los días 9 y 10 de junio para decidir sobre la continuidad de los recortes en su producción, los cuales también están contribuyendo a la recuperación de los precios. En el caso de Arabia Saudí, ya anunció que mantendrá los actuales niveles de recortes en la producción independientemente de si se alcanza un acuerdo. Sin embargo, la incertidumbre existente sobre el resultado de la reunión puede ejercer su influencia sobre los precios de los futuros del petróleo Brent en los próximos días.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2020 iniciaron la semana del 1 de junio con una tendencia ascendente. Como consecuencia, el precio de cierre de ayer, miércoles 3 de junio, fue de 5,33 €/MWh, un 26% superior al del mismo día de la semana anterior y el más elevado desde el 15 de mayo.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, después de descender los últimos días de mayo, a partir del lunes 1 de junio, los precios también volvieron a aumentar. Hoy, jueves 4 de junio, el precio índice fue de 4,81 €/MWh, un 34% superior al del mismo día de la semana anterior y el más elevado de las últimas dos semanas.

El aumento progresivo de la demanda por la desescalada del confinamiento y la cancelación de algunas importaciones desde Estados Unidos para junio y julio favorecen este comportamiento de los precios del gas. Sin embargo, los niveles de las reservas, que son muy elevados, y el incremento de la llegada de gas desde Rusia pueden limitar esta recuperación de los precios.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de julio de 2020, los primeros días de esta semana del 1 de junio fueron superiores a los de la semana anterior. El precio de cierre máximo en lo que va de semana, de 47,85 $/t, se alcanzó los días 2 y 3 de junio. Este precio fue un 10% superior al de los mismos días de la semana anterior y el más elevado desde la primera mitad de abril.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, el lunes 1 de junio alcanzaron un precio de cierre de 20,98 €/t, un 2,8% inferior al del mismo día de la semana anterior. Pero el martes y el miércoles los precios se recuperaron. El miércoles 3 de junio el precio de cierre fue de 22,08 €/t, un 3,5% superior al del miércoles anterior. Este precio es el más alto desde los registrados en la primera quincena de marzo.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
Una de las iniciativas llevadas a cabo en AleaSoft para analizar el comportamiento de los mercados de energía durante la crisis del coronavirus y la posterior crisis económica es el observatorio habilitado en su web. En dicha herramienta se puede ver la evolución de los principales mercados eléctricos, de combustibles y de CO2 a través de gráficos comparativos de las últimas semanas.

Desde el comienzo de la pandemia de la COVID‑19, en AleaSoft se han realizado una serie de webinars para analizar cómo se han visto afectados los mercados de energía ante esta situación. También se ha hablado sobre la financiación de los proyectos de energías renovables en esta etapa, en la que no ha disminuido el apetito inversor. El próximo 25 de junio se actualizará la evolución de ambos temas en el webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa (III)”, que tendrá como ponentes a Pablo Otín, Director General y cofundador en Powertis, Miguel Ángel Amores, Gerente de Energías Renovables en Triodos Bank y Oriol Saltò i Bauzà, Director de Análisis y Modelización de Datos de AleaSoft. Durante la segunda hora del webinar se realizará una mesa de análisis en la que participará Antonio Delgado Rigal, Director General y fundador de AleaSoft, además de los ponentes.

Para más información dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/suben-precios-mercados-electricos-europeos-mibel-supera-30-euros-mwh-menos-eolica-solar/

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AleaSoft: El aumento de la demanda favorece la remontada de los precios en los mercados eléctricos

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Las bajas temperaturas registradas en el centro del continente por la ola de frío, junto con la vuelta de las festividades de Semana Santa, ha permitido la recuperación de la demanda de electricidad. Ese aumento de la demanda, combinado con los precios del gas y del CO2 que continúan al alza, han traído un aumento generalizado de los precios en los mercados eléctricos. Se salva Alemania, donde el aumento de la producción eólica consiguió moderar los precios

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana del lunes 5 de abril de 2021 disminuyó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. La excepción fue el mercado portugués en el que se aumentó un 19%. En el mercado alemán, la producción solar fue un 33% menor, mientras que en el francés y el italiano fue un 20% y un 13% menor, respectivamente. En el mercado español también disminuyó la producción solar, que incluye la fotovoltaica y la solar térmica, aunque sólo un 5,3%.

Para la semana del lunes 12 de abril, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la producción disminuirá en el mercado español y en el mercado italiano. Por el contrario, se prevé un aumento de producción en el mercado alemán.

Durante la semana que terminó el pasado domingo 11 de abril, la producción eólica cayó en con respecto la semana precedente en la península ibérica. En el mercado francés se registró poca variación con una ligera caída del 0,2%. Por el contrario, en los mercados de Alemania e Italia, la producción con esta tecnología creció un 72% y 23%, respectivamente.

Para la semana que termina el 18 de abril, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la producción eólica será menor a la registrada la semana anterior en la mayoría los mercados analizados en AleaSoft excepto en el mercado portugués, en el que se prevé una reducción de la producción con esta tecnología.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se incrementó durante la semana del 5 de abril respecto a la semana anterior en todos los mercados eléctricos europeos. Como se comentaba en el análisis de AleaSoft del 22 de marzo, la caída de las temperaturas y la bajada de la actividad laboral durante la Semana Santa del 29 de marzo, fueron las principales causas de este aumento. En cuanto al primer factor, los descensos más notables fueron en Bélgica, Alemania y Francia, con diferencias entre 4,4 °C y 6,7 °C. Esto provocó una subida de la demanda en el mercado francés, muy sensible a los cambios de temperatura, de casi un 13%. Por otra parte, en Italia se registró una ligera caída de la demanda, inferior al 1,0 %.

Las previsiones de demanda de AleaSoft pronostican un aumento en la mayoría de los mercados eléctricos de Europa para la semana del 12 de abril.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 5 de abril, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron respecto a los de la semana anterior. La excepción fue el mercado EPEX SPOT de Alemania con un descenso del 7,6%. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 33%, fue la del mercado MIBEL de España, seguida por las del mercado MIBEL de Portugal y del mercado EPEX SPOT de Francia, ambas del 32%. En cambio, el menor incremento de precios, del 2,2%, se produjo en el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 6,9% del mercado N2EX del Reino Unido y el 19% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En esa segunda semana de abril, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado británico, de 67,35 €/MWh, seguido por el del mercado IPEX de Italia, de 63,25 €/MWh. Mientras que el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 29,66 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 41,10 €/MWh del mercado alemán y los 60,76 €/MWh del mercado español.

Por otra parte, el día 5 de abril, Lunes de Pascua, se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica y los Países Bajos. El precio horario más bajo, de -60,00 €/MWh, se alcanzó en la hora 16 en el mercado belga. Este precio fue el más bajo de este mercado desde abril de 2020. También destaca el precio de la hora 24 del día 7 de abril en el mercado francés, de 163,77 €/MWh, siendo el más elevado desde septiembre de 2020 en este mercado.

Durante la segunda semana de abril, el incremento de la demanda respecto a la semana anterior, que fue Semana Santa, el descenso de la producción solar en la mayoría de los mercados y los precios altos del gas y el CO2 favorecieron las subidas de precios en los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, el importante aumento de la producción eólica en el mercado alemán permitió que los precios descendieran en este mercado. En cambio, la producción eólica descendió en los mercados de Francia, España y Portugal, en los cuales se alcanzaron las mayores subidas de precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 12 de abril los precios, en general, continuarán aumentando favorecidos por el aumento de la demanda y el descenso de la producción eólica en la mayoría de los mercados.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el siguiente trimestre registraron un comportamiento al alza generalizado en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft, si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 1 y 9 de abril. En el mercado ICE de la región nórdica aumentó un 11%, mientras que en NASDAQ comparando el 31 de marzo con el 9 de abril, la subida fue de un 2,9%. En el resto de los mercados el aumento de precios se mantuvo entre el 1,9% y el 0,2%.

En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el próximo año 2022, el comportamiento de los mercados fue más heterogéneo. Mientras en Francia, Alemania, Italia, Bélgica y Países Bajos disminuyeron entre el 0,1% y 0,9%, en el resto de los mercados analizados aumentó entre el 1,0% y el 3,4%. Se destaca también en la subida de estos productos el mercado ICE de la región nórdica con un aumento del 2,5%, mientras que en el mercado NASDAQ de los países nórdicos comparando el miércoles 31 de marzo con el viernes 9 de abril, el crecimiento en el precio fue de 3,4%.

Brent, combustibles y CO2
Durante la segunda semana de abril, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el mes de junio de 2021 en el mercado ICE se mantuvieron por encima de los 62 $/bbl. Pero, en general, fueron menores que los de la semana anterior. El precio de cierre máximo de la semana de 63,20 $/bbl se alcanzó el jueves 8 de abril.

La preocupación por el incremento de contagios de COVID‑19 ejerció una influencia a la baja sobre los precios del petróleo debido a los efectos sobre la demanda de las nuevas restricciones para frenar el avance de la pandemia. Además, un posible acuerdo entre Estados Unidos e Irán podría suponer un incremento del suministro a nivel mundial.

Sin embargo, el día 1 de abril, la OPEP+ acordó empezar a incrementar sus niveles de producción a partir de mayo, asumiendo que la demanda se incrementará en los próximos meses.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de mayo de 2021, el martes 6 de abril, alcanzaron un precio de cierre de 19,78 €/MWh, un 6,2% mayor al del martes anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, el resto de la semana los precios descendieron y el viernes 9 de abril el precio de cierre fue de 18,94 €/MWh. Los trabajos de mantenimiento en los principales yacimientos de petróleo y gas de Noruega, así como la evolución de las temperaturas podrían seguir influenciando los precios del gas en los próximos días.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, el día 6 de abril alcanzaron un precio de 44,24 €/t, el más elevado del al menos los últimos nueve meses. Pero, posteriormente, los precios descendieron hasta registrar el precio de cierre mínimo semanal, de 43,49 €/t, el jueves 8 de abril. Este precio todavía fue un 2,4% superior al del jueves anterior.

La evolución de los mercados de energía y las perspectivas para la primavera de 2021
El próximo jueves 15 de abril, tendrá lugar la segunda parte del webinar “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Primavera 2021”, organizado por AleaSoft y con la participación de dos ponentes de Axpo: Fernando de Juan Astray, Head of Origination and Long‑Term Products en Axpo Iberia, y Ana Manzano, Originator Long‑Term Products en Axpo Iberia, junto con Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft. A ellos se unirá Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft, en la mesa de análisis posterior.

Durante el webinar se analizarán las perspectivas de los mercados de energía tanto a medio como a largo plazo, los nuevos actores en los mercados financieros para absorber la demanda de financiación dada la avalancha de potencia instalada prevista, la toma de posición de los grandes stakeholders a nivel mundial con respecto al cambio climático y cómo los Corporate PPA pueden ser una solución tanto para la industria como para el desarrollo de las energías renovables.

Para tener una visión clara del futuro de los mercados de energía es necesario disponer de previsiones de precios horarios de mercados tanto a medio como a largo plazo. Las distribuciones de probabilidad de los precios futuros a partir de una previsión confiable y de calidad son un input imprescindible para los modelos de gestión de riesgos, para las coberturas y para la planificación.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/ola-frio-vuelta-semana-santa-favorecen-remontada-precios-mercados-electricos/

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AleaSoft: La eólica calma los precios de los mercados europeos después de los picos del inicio de la semana

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Los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron en la cuarta semana de septiembre a pesar de los picos de inicios de semana. El aumento generalizado de la producción eólica es la causa principal de este descenso, aunque también ayudaron otros factores como la caída de la demanda en la mayoría de mercados, el aumento de la producción solar ibérica y un ligero descenso de los precios del CO2. Los precios del gas continuaron recuperándose con valores por encima de 11 €/MWh, al nivel de enero y febrero

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La cuarta semana de septiembre terminó con una producción solar un 27% mayor que la semana anterior en la península ibérica. Por el contrario, en el mercado alemán la producción con esta tecnología disminuyó un 34% y en los mercados de Francia e Italia se redujo un 30% y un 21% respectivamente.

Del 1 al 27 de septiembre, la producción solar aumentó con respecto al mismo período de septiembre de 2019 en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mayor incremento de la producción fue del 46% y se registró en la península ibérica. En el mercado alemán aumentó un 21%, mientras que en los mercados de Italia y Francia la producción creció un 9,3% y un 10% respectivamente.

Para la semana del 28 de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirá en la mayoría de estos mercados.

Entre el 21 y el 27 de septiembre la producción eólica aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. Los incrementos registrados durante la semana fueron superiores al 28% que se registró en el mercado portugués. La mayor variación se registró en el merado francés donde creció casi el doble en comparación con la semana que terminó el domingo 20 de septiembre.

En el análisis interanual el panorama fue distinto, ya que se registró una reducción de la producción en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft durante los primeros 27 días de septiembre. En el mercado portugués disminuyó un 19% y en el alemán un 7,5%. En el mercado francés se registró una disminución del 5,9%, mientras que en Italia la producción con esa tecnología disminuyó cerca del 1,0%. La excepción fue el mercado español en el que se registró un ligero incremento del 0,8% durante este período.

Para la semana que finaliza el domingo 4 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en Alemania. Por el contrario, se espera que en el resto de los mercados disminuya en comparación con la registrada en la semana del 21 de septiembre.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica sufrió caídas en la mayoría de los mercados de Europa durante la semana del 21 de septiembre respecto a la anterior. Estas disminuciones fueron influenciadas por la bajada generalizada de las temperaturas medias, que fue de hasta 6,8 °C en el caso de Francia. El decrecimiento más notable fue del 7,4% en el mercado italiano, debido principalmente a la bajada de más de 6 °C durante el fin de semana. En el mercado español, el descenso de 2,7 °C de las temperaturas medias fue el factor principal en la bajada de la demanda de un 4,4%. En los mercados de Portugal y Bélgica, los decrecimientos fueron del 2,6% y 1,1%. Por otra parte, se registraron algunos incrementos en los mercados de Gran Bretaña y Alemania, que fueron del 3,7% y 2,3% respectivamente. En Francia, se registraron valores muy similares a los de la semana anterior, con un ligero aumento del 0,2%.

Los ascensos y descensos de la demanda eléctrica pueden ser analizados más detalladamente en los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft.

Las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la misma aumentará en la mayoría de los mercados durante la semana del 28 de septiembre, excepto en España y Alemania donde se espera que disminuya. Estos análisis muestran que la temperatura continuará bajando, pero se espera que la caída sea menor que la registrada durante la cuarta semana de septiembre.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 21 de septiembre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados descendieron respecto a los de la semana anterior. El mercado con la mayor caída de precios, del 48%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el mercado con la menor bajada de precios, del 6,5%, fue el mercado N2EX de Gran Bretaña, seguido por el mercado IPEX de Italia, con un descenso del 8,6%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 11% del mercado EPEX SPOT de Alemania y Francia y el 16% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

En la cuarta semana de septiembre, se alcanzaron precios promedio semanales superiores a 40 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. El más elevado, de 48,10 €/MWh fue el del mercado IPEX de Italia, seguido por el del mercado británico, de 47,90 €/MWh. En cambio, en otros mercados los promedios semanales fueron ligeramente inferiores a 40 €/MWh. Tal fue el caso del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y del mercado MIBEL de España y Portugal, con precios de 39,19 €/MWh, 37,92 €/MWh y 37,90 €/MWh respectivamente. Pero el mercado con el precio promedio más bajo, de 8,78 €/MWh, fue el mercado Nord Pool.

La mayor parte de la semana del 21 de septiembre los precios de los mercados eléctricos europeos estuvieron poco acoplados. El mercado Nord Pool fue el que tuvo un comportamiento más alejado del resto, con precios muy inferiores. Sin embargo, en general, los precios de los mercados europeos presentaron una tendencia descendente.

Por lo que respecta a los precios diarios, los más elevados de la cuarta semana de septiembre se alcanzaron el lunes. Ese día los precios superaron los 60 €/MWh en los mercados alemán, francés y británico. El precio diario más elevado, de 65,83 €/MWh, fue el de Gran Bretaña. En cambio, el precio diario más bajo de la semana, de 3,04 €/MWh, fue el del domingo 27 de septiembre en el mercado Nord Pool.

En cuanto a los precios horarios, el lunes 21 de septiembre, en la hora 20, se alcanzó un precio de 200,04 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y los Países Bajos. Para esa misma hora, en Gran Bretaña, el precio fue de 204,78 €/MWh. El precio horario alcanzado en Alemania y los Países Bajos fue el más elevado desde febrero de 2012.

Los elevados precios alcanzados el lunes 21 de septiembre estuvieron relacionados con niveles menores de producción nuclear en Francia. Pero el incremento generalizado de la producción eólica y el aumento de la producción solar en países como España y Portugal favorecieron posteriormente los descensos de precios de la cuarta semana de septiembre.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 28 de septiembre también habrá descensos de precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados.

Futuros de electricidad
Durante la cuarta semana de septiembre los mercados de futuros de electricidad europeos presentaron un comportamiento mayoritariamente a la baja para el producto del último trimestre del año en curso. Solamente se incrementaron los precios en el mercado ICE y el mercado NASDAQ de los países nórdicos y en el mercado EEX de Gran Bretaña, aunque este último en apenas un 0,1%. El mercado ICE británico terminó la semana con un precio idéntico al precio de cierre de la sesión del 18 de septiembre. En el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 1,9% del mercado EEX de Alemania y el 4,4% del mercado EEX de Francia.

En cuanto a los futuros para el próximo año calendario 2021, el comportamiento fue un poco más homogéneo. En este caso, los precios de Gran Bretaña se redujeron tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE. Solamente se opusieron a la bajada los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, con incrementos del 3,5% y 3,4% respectivamente. El mercado EEX de Alemania fue el de mayor bajada, de un 2,9%. Le siguieron muy de cerca con un 2,8% el mercado EEX de Francia y el mercado ICE de Bélgica y Países Bajos. El menor descenso se registró en el mercado OMIP de España y fue del 1,5%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE iniciaron la cuarta semana de septiembre con un descenso del 4,0% respecto a la última sesión de la semana anterior. Así, el precio de cierre del lunes 21 de septiembre fue de 41,44 $/bbl. Durante el resto de la semana los precios se recuperaron ligeramente, pero no alcanzaron los 42 $/bbl. El precio de cierre máximo de la semana, de 41,94 $/bbl, se registró el jueves 24 de septiembre y fue un 3,1% inferior al del jueves anterior.

Diversos factores amenazan con ejercer una influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en estos momentos. Por una parte, el incremento de casos de COVID‑19 y las restricciones a la movilidad que se puedan imponer para contener la propagación del coronavirus, además de un aumento de las tensiones comerciales entre China y Estados Unidos, podrían hacer disminuir la demanda. Por otra parte, la recuperación de la producción en Libia, la posibilidad de que Irak no cumpla con los niveles de producción pactados por la OPEP+ y el incremento de la producción en Estados Unidos, Irán y Rusia contribuirían a un mayor nivel de suministro. Sin embargo, esta semana se podría producir una huelga en el sector petrolero noruego, lo cual conllevaría una reducción en su producción.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, empezaron la cuarta semana de septiembre con aumentos de precios. EL miércoles 23 de septiembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 12,02 €/MWh. Este fue un 6,2% superior al del miércoles anterior y el más elevado desde la segunda mitad de febrero. En cambio, el jueves el precio de cierre retrocedió un 3,2%. Pero el viernes se recuperó hasta los 11,67 €/MWh.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, empezaron la cuarta semana de septiembre con una tendencia ascendente. El jueves 24 de septiembre se alcanzó el precio índice máximo de la semana, de 11,70 €/MWh, que también fue el más alto desde los registrados en la primera mitad de enero. Pero, los últimos días de la semana los precios descendieron y el precio índice de los días 26 y 27 de septiembre fue de 11,32 €/MWh.

Por otra parte, los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, después de registrar precios superiores a los 53 $/t durante la tercera semana de septiembre, el lunes 21 de septiembre tuvieron un precio de cierre de 52,80 $/t. Sin embargo, los precios aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 56,10 $/t el jueves 24 de septiembre. Este precio fue un 5,3% mayor al del jueves anterior y el más alto desde febrero. El viernes, el precio de cierre fue un 0,3% inferior, de 55,95 $/t.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, en la cuarta semana de septiembre fueron inferiores a los de los mismos días de la semana anterior, pero se mantuvieron por encima de los 26 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 27,85 €/t, se registró el martes 22 de septiembre.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
En AleaSoft se está organizando la segunda parte del webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” que se llevará a cabo a finales de octubre, el día 29. En esta ocasión se continuará profundizando sobre los temas analizados en la primera parte del webinar, teniendo en cuenta cómo ha avanzado la pandemia de la COVID‑19 después del inicio del curso escolar y durante la primera parte del otoño en el hemisferio norte, así como la incertidumbre que existe sobre cuándo y cómo se producirá la salida de la crisis económica. El contenido del webinar comprende aspectos como la evolución de los mercados de energía en la recuperación económica, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. En esta ocasión, se contará con la presencia de dos ponentes invitados de la consultora Deloitte, Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory.

En AleaSoft se van actualizando periódicamente las curvas de precio de medio y largo plazo de los principales mercados eléctricos europeos, y en las mismas se tienen en cuenta los datos más actualizados de evolución de la economía, así como los escenarios de salida de la crisis económica. Estas previsiones están basadas en un modelo de previsiones con base científica cuya calidad se ha demostrado durante 21 años, aniversario que la empresa cumplirá el próximo 8 de octubre.

Los observatorios de mercados de energía, disponibles en el sitio web de AleaSoft, son una herramienta que permite hacer un seguimiento de los principales mercados eléctricos europeos, de combustibles y de CO2 con datos actualizados diariamente. En los observatorios se incluyen gráficos comparativos de las últimas semanas, con información horaria, diaria y semanal.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/eolica-calma-precios-mercados-electricos-europeos-despues-picos-inicio-semana/

Fuente Comunicae

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Aleasoft: Demanda, gas y CO2 eclipsaron a la eólica provocando aumentos de precios en los mercados europeos

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Los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos subieron en la tercera semana de noviembre y el promedio semanal se ubicó por encima de 200 €/MWh en la mayoría de los casos. El aumento de la demanda y de los precios del gas y el CO2, este último hasta máximos históricos, eclipsaron a la producción eólica que aumentó en varios mercados. A estos elementos se unió una producción solar más baja en casi todos los mercados. Los futuros de electricidad también registraron subidas de forma generalizada

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 15 de noviembre la producción solar se incrementó en un 12% en el mercado italiano en comparación con la producción de la semana anterior. Sin embargo, en el mercado alemán la producción con esta tecnología descendió un 62%. En el mercado ibérico y el francés las bajadas fueron de un 24% y un 22%, respectivamente, para el mismo período analizado.

Para la última semana de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una recuperación en el mercado alemán respecto a la semana anterior. Por el contrario, en los mercados de España e Italia se prevé una menor producción con esta tecnología.

En la semana del 15 de noviembre la producción eólica aumentó en la mayoría los mercados analizados respecto a la semana precedente. El mercado alemán fue el de mayor incremento, de un 94%, seguido por el mercado ibérico con un aumento del 41%, el cual estuvo impulsado en gran medida por la subida del 153% que se registró en Portugal. En el mercado italiano la generación con esta tecnología fue muy similar a la de la semana anterior. La excepción fue el mercado francés, donde la producción eólica cayó un 22% para el mismo período.

Para la semana del 22 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican una mayor generación con esta tecnología en los mercados de Francia e Italia, mientras que para el resto de mercados se prevé que la producción eólica descenderá.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica registró subidas en la mayoría de mercados de Europa durante la semana del 15 de noviembre, respecto a la anterior. La disminución de las temperaturas medias en casi todos los mercados favoreció el incremento de la demanda. El mercado francés registró una subida de la demanda del 4,5% y mantuvo la tendencia ascendente por quinta semana consecutiva. En el resto de mercados donde la demanda aumentó, los ascensos fueron en su mayoría inferiores al 2,0%.

Por otro lado, el consumo de electricidad en el mercado británico se mantuvo prácticamente invariable en las últimas dos semanas, registrándose 5077 GWh en la del 8 de noviembre y 5076 GWh en la del 15 de noviembre. Sin embargo, en el mercado de Alemania la demanda retrocedió un 0,5%, influenciada por una subida de las temperaturas medias de 1,0 °C.

Para la semana del 22 de noviembre, se espera que la demanda registre aumentos en la mayoría de mercados eléctricos de Europa, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 15 de noviembre los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Alemania, con descensos del 18% y el 2,3% respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 26%, mientras que el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 14%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 15% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 20% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la tercera semana de noviembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado IPEX de Italia, de 236,50 €/MWh, mientras que el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 60,97 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 167,52 €/MWh del mercado alemán y los 236,23 €/MWh del mercado británico.

El menor precio diario de la semana, de 30,74 €/MWh, se registró el viernes 19 de noviembre en el mercado Nord Pool. En cambio, el precio diario más elevado de la semana, de 307,70 £/MWh, se alcanzó el lunes 15 de noviembre en el mercado británico. Este precio fue el más alto desde mediados de septiembre. Además, ese día se alcanzó un precio de 2000,05 £/MWh a las 18:00 CET en el mercado N2EX. Este precio horario fue el más elevado desde el 15 de septiembre y el segundo más alto de la historia del mercado británico.

Durante la semana del 15 de noviembre, el incremento de la demanda y el descenso de la producción solar en la mayoría de los mercados favorecieron el incremento de los precios. Además, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 también ejerció una influencia al alza sobre los precios que eclipsó el incremento de la producción eólica que se registró en varios mercados. Sin embargo, en el caso de Alemania el aumento de la producción eólica sí permitió que los precios descendieran en este mercado.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 22 de noviembre los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados europeos, influenciados por el aumento generalizado de la demanda y el descenso de la producción eólica en países como Alemania, España y Portugal. En el caso del mercado MIBEL, los aumentos de precios también se verán favorecidos por el descenso de la producción nuclear en España debido a la parada de la Unidad I de la central nuclear de Almaraz para la recarga de combustible a partir del lunes 22 de noviembre. Esta parada coincidirá con las de las centrales nucleares Ascó I y Cofrentes, aunque se espera que a finales de semana se reanude la producción en la central nuclear de Ascó.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2022 registraron subidas en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting entre las sesiones del 12 y el 19 de noviembre. En el mercado EEX de Francia fue en el que ocurrieron las mayores subidas, con un incremento del 31%. Por otra parte, en el mercado ICE de países nórdicos ocurrieron las menores subidas, que fueron en este caso del 13%.

En este mismo período, el producto del próximo año 2022 también registró subidas en todos los mercados. En este caso, el mercado EEX de Francia también lideró las subidas, con un 18% de incremento, pero fue el mercado EEX de Italia el que registró los menores aumentos, con un precio de cierre en la sesión del 19 de noviembre un 9,4% superior al de la sesión del día 12.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE durante la tercera semana de noviembre se mantuvieron por debajo de los 82,50 $/bbl. El viernes 19 de noviembre se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 78,89 $/bbl. Este precio fue un 4,0% menor al del viernes anterior y el más bajo desde finales de septiembre.

La preocupación por el incremento de los contagios de COVID‑19 en Europa y por los efectos sobre la demanda de las medidas de confinamiento adoptadas en algunos países ejerció su influencia a la baja sobre los precios durante la tercera semana de noviembre. La posibilidad de que se adopten nuevas medidas de confinamiento en más países podría continuar afectando la evolución de la demanda y de los precios de los futuros de petróleo Brent en los próximos días.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la tercera semana de noviembre, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 95,17 €/MWh el jueves 18 de noviembre. Este precio fue un 27% mayor al del jueves anterior y el más elevado desde el 14 de octubre. Sin embargo, el viernes 19 de noviembre el precio descendió un 8,5% hasta los 87,13 €/MWh. Las noticias negativas sobre el proceso de certificación del gaseoducto Nord Stream 2 favorecieron las subidas de precios de la tercera semana de noviembre.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, en la tercera semana de noviembre registraron precios de cierre por encima de los 65 €/t. Como consecuencia de los aumentos de precios de la semana, el viernes 19 de noviembre se alcanzó un precio de cierre de 69,35 €/t. Este precio, además de ser un 9,6% superior al del viernes anterior, fue el más alto de la historia.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting de las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El próximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting se realizará el 13 de enero de 2022 y en él también participarán ponentes de PwC España para continuar analizando los temas del webinar del 14 de enero de 2021. En el que también será el primer encuentro del próximo año, se analizarán las perspectivas de los mercados de energía europeos en el año 2022 y se tratará cómo impacta la situación regulatoria y del mercado eléctrico al desarrollo de los PPA.

En AleaSoft Energy Forecasting se realizan previsiones de precios de largo plazo de la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Una de las características principales de estas previsiones es que ofrecen valores a nivel horario en todo el horizonte de previsión de, al menos, 30 años, lo que permite estimar los ingresos de las plantas renovables durante toda su vida útil y, por tanto, las convierte en un input imprescindible en la financiación de proyectos de energías renovables. Las previsiones horarias también son necesarias en la valoración de carteras y en las auditorías, procesos en los que es fundamental este nivel de detalle de las previsiones.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/demanda-gas-co2-eclipsaron-eolica-provocando-aumentos-precios-mercados-europeos/

Fuente Comunicae

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