La energía eólica sigue ganando posiciones en España, tanto en potencia instalada como en generación.
Los precios bajaron durante los primeros cuatro días de la cuarta semana de octubre en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, por el aumento de la producción eólica. Otro factor que propició estos precios más bajos fue el descenso de los precios del CO2, que bajaron de los 24 €/t, algo que no pasaba desde junio. Los precios del gas superaron los 14,50 €/MWh durante la semana. Se espera que en la última semana del mes los precios vuelvan a subir al disminuir la producción eólica.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar promedio entre el lunes y el miércoles de la cuarta semana de octubre, aumentó un 23% en el mercado alemán y un 19% en el mercado italiano en comparación con el promedio de la semana anterior. Por el contrario, en la península ibérica disminuyó un 51% y en el mercado francés un 22%.
Entre el 1 y el 21 de octubre, la producción solar creció un 48% en la península ibérica y un 8,7% en el mercado francés, en comparación con los mismos días de 2019. Durante este período se registró también un aumento del 2,0% en el mercado italiano, mientras que en el mercado alemán la producción solar se redujo un 4,9%.
Al término de la semana que comenzó el lunes 19 de octubre, el análisis realizado en AleaSoft indica que la producción solar en el mercado alemán y en el mercado italiano será superior a la registrada en la semana del 12 de octubre.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
La producción eólica promedio durante los primeros tres días de la semana del 19 de octubre, aumentó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la producción media de la semana que la antecede. En la península ibérica la producción con esta tecnología aumentó más del doble, al igual que en el mercado francés en el que la producción media fue un 198% más alta. El crecimiento en el mercado alemán fue cercano al 30%, mientras que por el contrario en el mercado italiano la producción decreció un 79%.
En el análisis interanual, durante los primeros 21 días de octubre la producción con esta tecnología aumentó en todos los mercados europeos analizados. El menor incremento porcentual se registró en el mercado alemán, en el que la producción creció un 2,0%, mientras que en la península ibérica se produjo un 45% más que en 2019. En el mercado italiano la producción aumentó un 18% mientras que en el francés se incrementó un 6,5%.
Para el cierre de la cuarta semana de octubre, el análisis de AleaSoft indica que la producción eólica total de la semana será mayor en la península ibérica, Francia y Alemania, mientras que por el contrario se espera una reducción de la producción en el mercado italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica subió en la mayoría de los mercados de Europa en los primeros tres días de la semana del 19 de octubre en términos intersemanales. En Alemania y Portugal los ascensos fueron del 3,8% y 2,3% respectivamente. Un poco más bajos fueron los registrados en Bélgica, Italia y Países Bajos, del 1,7%, 1,4% y 1,3% en cada caso. Por otra parte, en los mercados de Gran Bretaña y Francia hubo caídas del 2,1% y 1,8% respectivamente. En ese último mercado se registró una disminución significativa de la demanda del miércoles 21 respecto al miércoles precedente, como muestra el observatorio del mercado eléctrico de Francia de AleaSoft, a causa de un aumento significativo de 6,4 °C de las temperaturas entre esos dos días.
Al cierre de la semana del 19 de octubre, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que los valores totales serán superiores a los de la semana anterior en los casos de Alemania, Italia, España y Portugal mientras que en el resto serán inferiores. Aunque, la evolución de la demanda dependerá de la evolución de las medidas adoptadas para frenar la propagación del coronavirus en los diferentes países europeos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
España peninsular, producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Del 19 al 21 de octubre, la demanda eléctrica de España peninsular ascendió un 8,7% respecto a los mismos días de la semana anterior. Al corregir el efecto del festivo del 12 de octubre, Fiesta Nacional de España, en la demanda el incremento fue del 3,3%. Al finalizar la semana del 19 de octubre, en AleaSoft se espera que la demanda en el mercado español concluya con valores superiores a los de la semana anterior.
La producción solar media de España peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica y la termosolar, decreció un 48% entre el lunes y el miércoles de la semana del 19 de octubre respecto a la media de la semana del 12 de octubre. En la comparación interanual, la producción con esta tecnología entre el 1 y el 21 de octubre tuvo un ascenso del 50%. Al cierre de la cuarta semana de octubre, en AleaSoft se espera que la producción solar total sea inferior a la de la semana anterior.
El nivel medio de la producción eólica en España peninsular de los tres primeros días de la semana que comenzó el lunes 19 de octubre, aumentó un 109% con respecto a la media de la semana anterior. En el análisis interanual, la producción registrada entre el primer día de octubre y el día 21 de octubre aumentó un 51%. Según el análisis realizado en AleaSoft, para la semana del 19 de octubre, se prevé que la producción con esta tecnología será superior a la registrada durante la tercera semana del mes.
La producción nuclear continuó registrando un promedio diario cercano a los 146 GWh entre el lunes 19 de octubre y el miércoles 21. Esto viene ocurriendo desde que el pasado 3 de octubre la unidad II de la central nuclear de Ascó se desconectara de la red por una parada programada. Se esperar que la recarga concluya el 5 de noviembre próximo.
Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.
Las reservas hidroeléctricas cuentan actualmente con 10 041 GWh almacenados, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico número 42, lo que representa una disminución de 207 GWh respecto al boletín número 41.
Mercados eléctricos europeos
Los primeros cuatro días de la semana del 19 de octubre los precios disminuyeron en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft en comparación con el mismo período de la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos donde el precio promedio apenas varió, solamente 0,01 €/MWh, y el mercado IPEX de Italia con un incremento del 2,9%. Por otra parte, la mayor bajada de precios, del 14%, fue la del mercado alemán. En cambio, en el mercado MIBEL de España y Portugal se registraron los menores descensos de precios, los cuales estuvieron alrededor del 1,0%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 4,0% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 10% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.
Durante los cuatro primeros días de la cuarta semana de octubre, el mercado con el precio promedio más bajo, de 19,63 €/MWh, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el precio promedio más elevado de este período, de 50,00 €/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el del mercado británico, de 48,64 €/MWh. Los promedios del resto de los mercados estuvieron entre los 36,22 €/MWh del mercado alemán y los 41,73 €/MWh del mercado francés.
En los cuatro primeros días de la cuarta semana de octubre, los mercados con los precios diarios más elevados fueron el británico y el italiano. En cambio, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool, seguidos por los del mercado alemán, excepto el lunes, cuando los precios del mercado MIBEL fueron inferiores. En general, los precios del resto de los mercados estuvieron bastante acoplados.
Entre el 19 y el 22 de octubre los precios diarios del mercado IPEX y del mercado N2EX superaron en diversas ocasiones los 50 €/MWh. El precio diario más elevado, de 51,67 €/MWh, se alcanzó el lunes 19 de octubre en el mercado italiano. En cambio, los precios diarios más bajos fueron los del mercado Nord Pool, que se mantuvieron por debajo de los 25 €/MWh. El precio diario mínimo, de 14,54 €/MWh, se alcanzó el jueves 22 de octubre.
Por lo que respecta a los precios horarios, en los primeros cuatro días de la semana del 19 de octubre, no se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados eléctricos analizados. Por otra parte, el precio horario más elevado, de 86,20 €/MWh, se alcanzó en la hora 20 del jueves 22 de octubre en el mercado británico.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
El incremento generalizado de la producción eólica favoreció los descensos de precios de los primeros días de la semana del 19 de octubre en la mayoría de los mercados. Mientras que en Italia, donde la producción con esta tecnología disminuyó, los precios aumentaron. La disminución de los precios del CO2 registrada durante los últimos días, también ha favorecido los descensos en los mercados eléctricos.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que al finalizar la cuarta semana los precios de la mayoría de los mercados europeos continuarán siendo inferiores a los registrados durante la semana del 12 de octubre, excepto en el mercado italiano donde serán superiores. En cambio, para la semana del 26 de octubre se prevé que el descenso de la producción eólica en la mayoría de los mercados favorecerá que se produzcan incrementos de precios.
Mercado Ibérico
En el mercado MIBEL de España y Portugal, el precio promedio de los primeros cuatro días de la semana del 19 de octubre descendió respecto al del mismo período de la semana anterior. La caída fue del 0,9% en España y del 1,2% en Portugal. En este período, el descenso de precios en el mercado español fue el menor de los producidos en los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft.
Debido a estos descensos, el precio promedio del 19 al 22 de octubre fue de 38,20 €/MWh en el mercado portugués y de 38,39 €/MWh en el mercado español. Estos fueron el tercer y el cuarto precios más bajos de los mercados europeos después de los del mercado Nord Pool y del mercado alemán.
Por lo que respecta a los precios diarios del mercado MIBEL, de lunes a jueves los precios fueron aumentando. El precio mínimo, de 35,71 €/MWh, se alcanzó el lunes 19 de octubre tanto en el mercado español como en el portugués. Mientras que el día 22 de octubre se alcanzó el precio diario máximo, de 45,22 €/MWh, en el mercado de España.
Durante los primeros días de la cuarta semana de octubre, el importante incremento de la producción eólica en la península ibérica permitió el descenso de los precios en el mercado MIBEL.
Para el resto de la cuarta semana de octubre se espera que los precios diarios vuelvan a descender. Pero, las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 26 de octubre los precios del mercado MIBEL aumentaran favorecidos por un descenso de la producción eólica en la península ibérica.
Futuros de electricidad
En los tres primeros días de la semana del 19 de octubre los mercados de futuros de electricidad europeos analizados en AleaSoft registraron cambios predominantemente a la baja en los precios del producto del próximo trimestre. En la comparación del cierre de la sesión del miércoles 21 de octubre, respecto al precio de cierre del 16 de octubre, el mercado EEX de Italia y el mercado ICE de Países Bajos fueron los únicos en los que los precios se incrementaron, en un 0,9% y un 1,7% respectivamente. En el resto de los mercados las bajadas de precio se situaron entre el 0,1% del mercado ICE de Bélgica y el 8,1% del mercado ICE de los países nórdicos.
Para el caso del producto para el año calendario 2021 el comportamiento fue similar. En este caso el mercado ICE de Países Bajos fue el único en el que aumentaron los precios entre las fechas analizadas. En el resto de mercados las bajadas estuvieron entre el 0,4% del mercado OMIP de España y el 8,0% del mercado NASDAQ de los países nórdicos.
Brent, combustibles y CO2
El lunes 19 de octubre, los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de diciembre de 2020 en el mercado ICE continuaron con la tendencia descendente de la semana anterior y alcanzaron un precio de cierre de 42,62 $/bbl. El martes los precios se recuperaron un 1,3% hasta los 43,16 $/bbl. Pero el miércoles 21 de octubre volvieron a descender y el precio de cierre fue de 41,73 $/bbl, un 3,7% inferior al del miércoles anterior.
Pese al descenso en las reservas de crudo de Estados Unidos, el cual pudo ser debido a los efectos del huracán Delta, los datos sobre el incremento de la producción de petróleo en Libia favorecieron el descenso de los precios. Además, las preocupaciones por el avance de la segunda ola de COVID?19 y los efectos que pueda tener sobre la demanda también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios.
Por otra parte, los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de noviembre de 2020, los primeros días de la cuarta semana de octubre se mantuvieron por encima de los 14,50 €/MWh. El precio de cierre máximo, de 14,89 €/MWh, se alcanzó el martes 20 de octubre. Este precio fue un 9,6% superior al del mismo día de la semana anterior y el más elevado desde febrero de 2020.
Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, aumentaron hasta alcanzar un precio índice de 14,82 €/MWh el martes 20 de octubre, el más elevado desde principios de diciembre de 2019. Posteriormente, los precios volvieron a descender hasta los 14,75 €/MWh del 22 de octubre influenciados por la recuperación de los niveles de suministro desde Noruega, el incremento de las temperaturas y la preocupación sobre la demanda por los efectos de las medidas para luchar contra la pandemia de COVID?19.
En cuanto a los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de noviembre de 2020, el lunes 19 de octubre registraron un precio de cierre de 57,65 $/t, un 0,9% mayor al de la última sesión de la semana anterior. Pero, posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Así, el miércoles 21 de octubre se alcanzó un precio de cierre de 56,00 $/t, un 1,3% inferior al del miércoles anterior y el más bajo desde la cuarta semana de septiembre.
Respecto 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, del 19 al 21 de octubre, estos descendieron. El precio de cierre del miércoles 21 de octubre fue de 23,56 €/t. Este precio fue un 8,5% inferior al del miércoles anterior y el más bajo desde el mes de junio. En los últimos días, la incertidumbre respecto al acuerdo del Brexit y a los efectos de la segunda ola del coronavirus en Europa sobre la demanda ejerció su influencia a la baja sobre los precios. Además, el elevado volumen disponible en las subastas también contribuyó al descenso de los precios.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía en la segunda ola de la pandemia
Europa se encuentra inmersa actualmente en la segunda ola de la pandemia de la COVID?19, y los distintos gobiernos están tomando medidas para intentar detener el aumento de los contagios. Esta situación incrementa la incertidumbre ya existente sobre cuándo se logrará erradicar el coronavirus y sobre cómo afectarán las medidas a unas economías que ya habían salido bastante afectadas de la primera ola de la pandemia. Cómo está afectando esta situación a los mercados de energía y las perspectivas en el medio plazo y largo plazo son algunos de los temas que se tratarán en el próximo webinar de AleaSoft “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica (II)”. Además se analizará el impacto en la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en la valoración de carteras y auditorías. En el webinar participarán dos ponentes de la consultora Deloitte, Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory, además de Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft.
Contar con previsiones de largo plazo coherentes y con base científica permite tener una visión del futuro del mercado eléctrico, también necesaria para planificar las inversiones. En AleaSoft se actualizan periódicamente las curvas de precio a largo plazo de los principales mercados eléctricos europeos teniendo en cuenta los datos de evolución de la economía y las perspectivas de salida de la coronacrisis.
En la web de AleaSoft se han habilitado los observatorios de mercados de energía, los cuales permiten hacer un seguimiento de la evolución de los mercados con datos actualizados diariamente, algo muy útil para analizar las afectaciones por las medidas adoptadas durante la segunda ola de la pandemia. En los observatorios están disponibles las variables más importantes de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y de CO2.
