Los precios de los mercados eléctricos europeos de octubre bajaron de forma interanual y respecto a septiembre. Desde mayo se habían estado recuperando mes a mes tras las caídas de la primera ola de la COVID?19, pero el aumento de la producción eólica favoreció el descenso en octubre. Los precios del CO2 también bajaron en el décimo mes del año. El gas siguió subiendo llegando a superar los 15 €/MWh, pero en los últimos días del mes bajó por las restricciones de la segunda ola de la pandemia.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
El promedio de la producción solar aumentó en la mayoría de los mercados de Europa durante el mes de octubre respecto al mismo mes de 2019. En la península ibérica hubo un significativo incremento del 54%. En los mercados de Francia e Italia las subidas fueron del 10% y 4,1% respectivamente. Por otro lado, en el mercado alemán se registró un descenso del 11%.
La generación procedente de esta fuente renovable sufrió una caída generalizada en octubre respecto al mes anterior en todos los mercados de Europa. Las disminuciones que más resaltaron fueron el 55%, 39% y 27% de Alemania, Francia e Italia. En el resto de mercados las bajadas fueron inferiores al 15%.
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.
En cuanto a la producción eólica, se registraron ascensos interanuales en todos los mercados eléctricos analizados. Las subidas principales se encontraron en la península ibérica, Italia y Francia, que fueron del 44%, 29% y 28% respectivamente.
Comparando la producción eólica mensual de octubre respecto al mes anterior se destacan Alemania, donde se duplicó, y Francia, donde ascendió un 87%. En la península ibérica el incremento respecto a septiembre fue del 44% y en Italia, del 14%.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En Europa hubo una bajada interanual de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados durante el mes de octubre y las temperaturas medias disminuyeron de forma general. El mercado de Gran Bretaña registró una caída del 3,3%, alcanzándose la menor demanda para un mes de octubre desde 2001 en ese mercado. En el mercado belga, la disminución fue del 2,3%. Por su parte, el mercado de Portugal vio un descenso del 2,0%, mientras que en Italia, donde la demanda mantuvo un nivel bastante estable durante todas las semanas de octubre, el descenso fue del 1,7%.
En cuanto a las subidas en términos interanuales, estuvieron en esta categoría Francia, Alemania y Países Bajos. El mercado francés experimentó un incremento del 5,8%, a pesar de la tendencia decreciente durante las últimas dos semanas. En Alemania hubo un incremento del 2,9%, siendo el comportamiento de la demanda bastante similar durante todas las semanas. En Países Bajos se registró el menor incremento entre los mercados analizados, que fue del 1,0%.
El panorama de la demanda eléctrica de Europa fue diferente en la comparación de octubre de 2020 respecto a septiembre del mismo año. En la mayoría de los mercados la demanda de octubre aumentó respecto a la de septiembre. Los cambios más significativos fueron los incrementos del 15% y 13% en Francia y Gran Bretaña respectivamente. El resto de ascensos estuvo entre el 3% y el 7%. Por otro lado, en los mercados de Italia y Portugal se registraron disminuciones del 5,7% y 2,1% respectivamente.
La evolución de la demanda durante noviembre estará estrechamente relacionada con las medidas para frenar la COVID?19 en los distintos países de Europa. El confinamiento nacional instaurado en Francia y Gran Bretaña y el Estado de Alarma en España, así como las recientes restricciones en Alemania e Italia hacen prever caídas en la demanda eléctrica. Para hacer un seguimiento de la demanda y otras variables de interés, en AleaSoft están disponibles los observatorios de mercados eléctricos para los mercados más importantes del continente europeo.
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
La demanda eléctrica de España peninsular sufrió una caída del 2,6% del 1 al 31 de octubre respecto a igual período del 2019. Según datos de REE, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura el descenso fue de un 0,5%. El nivel de la demanda se mantuvo estable durante todas las semanas de octubre, con la excepción del día 12, Fiesta Nacional de España, cuando la demanda disminuyó, justamente por la menor laboralidad de este festivo. Respecto a septiembre de 2020, el pasado mes de octubre la demanda cayó un 1,9%.
La producción solar de España peninsular continúa superando marcas este año. El conjunto de producción fotovoltaica y termosolar superó el valor máximo diario histórico para un mes de octubre, que se había registrado el 4 de octubre de 2019, durante 22 días de los 31 días del mes. En particular, el nuevo récord para el décimo mes del año son los 73 GWh del 12 de octubre. Estas subidas permitieron un incremento interanual del 55% de la producción solar de octubre. Sin embargo, como era de esperar teniendo en cuenta la disminución de la radiación solar, se registró un descenso del 15% respecto al mes de septiembre de 2020.
Similarmente, la producción eólica promedio también trajo buenas nuevas, pues el récord de producción eólica para un día de octubre se elevó hasta los 362 GWh el 2 de octubre pasado. De forma general, la generación con esta tecnología tuvo un ascenso del 51% en octubre de 2020 en términos interanuales. La tendencia creciente de la eólica durante octubre propició una subida del 41% respecto al mes anterior.
La producción nuclear media de octubre fue bastante similar a la del mismo mes de 2019, subiendo sólo un 0,1%. Desde el 3 de octubre el segundo reactor de la central nuclear de Ascó se encuentra en parada programada por recarga de combustible. Se espera que este reactor entre en marcha el 5 de noviembre próximo. Por tal motivo, la producción nuclear tuvo un descenso del 10% respecto a septiembre de 2020.
La producción térmica con ciclos combinados y con carbón disminuyó en octubre. En términos interanuales estas tecnologías descendieron su producción un 50% y un 64% respectivamente. Si se realiza la comparación respecto a septiembre, la producción de los ciclos combinados se redujo un 41% y la de las centrales de carbón un 17%.
La producción hidroeléctrica aumentó un 68% en términos interanuales y un 9% si se compara respecto a septiembre.
Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.
Las reservas hidroeléctricas aumentaron durante el mes de octubre un 1,0% respecto a lo acumulado a finales de septiembre, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico número 43. Este aumento del nivel de las reservas en términos absolutos fue de 105 GWh.
Mercados eléctricos europeos
En el mes de octubre de 2020, el precio promedio mensual fue superior a los 30 €/MWh en todos los mercados europeos analizados, excepto en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, que registró el promedio más bajo, de 14,63 €/MWh. En cambio, el mercado N2EX de Gran Bretaña y el mercado IPEX de Italia alcanzaron los precios promedio mensuales más elevados, de 47,88 €/MWh y 43,57 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados los promedios estuvieron entre los 33,97 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 39,39 €/MWh del mercado belga.
En comparación con el mes de septiembre, los precios promedio de todos los mercados descendieron en octubre. La mayor caída de precios, del 22%, se registró en el mercado alemán, seguida por la del mercado francés, del 20%. Mientras que los menores descensos fueron los de los mercados N2EX y Nord Pool, del 0,6% y el 7,0% respectivamente. Por otra parte, en los mercados belga e italiano hubo un descenso del 11%, mientras que en el mercado de los Países Bajos y en el mercado MIBEL de España y Portugal, el descenso fue del 13%.
Si se comparan los precios promedio del pasado mes de octubre con los registrados en el mismo mes de 2019, se produjeron descensos en la mayoría de los mercados. Las excepciones fueron el mercado belga y el británico, con aumentos del 4,8% y el 14% respectivamente. Por otra parte, el mayor descenso de precios, del 61%, ocurrió en el mercado Nord Pool. En cambio, los mercados de Francia y los Países Bajos tuvieron los menores descensos de precios, del 1,8% y el 2,2% respectivamente. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 8,0% de Alemania y el 23% de Portugal.
Durante el mes de octubre, los precios de los mercados eléctricos europeos estuvieron, en general, poco acoplados. Los mercados con los precios diarios más elevados fueron el británico y el italiano. En estos mercados, los precios superaron los 50 €/MWh en diversas ocasiones. En cambio, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool, que se mantuvieron por debajo de los 25 €/MWh.
El precio diario más elevado, de 62,05 €/MWh, fue el del viernes 16 de octubre en el mercado británico, seguido por el precio del jueves 1 de octubre, de 61.56 €/MWh, de este mismo mercado. En cambio, el precio diario mínimo, de 3,58 €/MWh se alcanzó el sábado 3 de octubre en el mercado Nord Pool.
Por lo que respecta a los precios horarios del mes de octubre, el precio horario mínimo, de ?54,97 €/MWh, se alcanzó en la hora 14 del domingo 4 de octubre en Alemania. También hubo precios horarios negativos en este mercado el día 3 de octubre. Además, el domingo 25 de octubre, se registraron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Gran Bretaña y los Países Bajos. Por otra parte, el precio horario máximo, de 202,91 €/MWh, se alcanzó en la hora 20 del día 16 de octubre en Gran Bretaña.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
Durante el mes de octubre los precios de los mercados eléctricos europeos disminuyeron respecto al mes anterior influenciados por el incremento generalizado de la producción eólica en Europa y por el descenso de los precios de los derechos de emisión de CO2. En comparación con el mes de octubre de 2019, los precios también fueron, en general, más bajos. En este caso, además de la producción eólica, la producción solar aumentó en la mayor parte de Europa. En los mercados de España, Portugal e Italia la demanda eléctrica fue menor que la de septiembre de 2020 y que la de octubre de 2019, siendo este otro factor que favoreció el descenso de los precios.
Mercado Ibérico
En el mes de octubre de 2020 el precio promedio en el mercado MIBEL disminuyó respecto al promedio del mes anterior. El descenso fue del 13% tanto en España como en Portugal. En comparación con el mes de octubre de 2019 los precios también descendieron, en este caso un 23% en Portugal y un 22% en España. Estas fueron la segunda y la tercera caída de precios más importantes de los mercados eléctricos europeos después de la del mercado Nord Pool.
El precio promedio mensual de octubre fue de 36,56 €/MWh en el mercado español y de 36,43 €/MWh en el mercado portugués. Pero los precios diarios superaron los 40 €/MWh en el mercado MIBEL catorce días del mes de octubre. El precio diario más elevado, de 45,22 €/MWh, se alcanzó el jueves 22 de octubre en España.
En cambio, se registraron precios diarios inferiores a 15 €/MWh dos días del mes de octubre. El precio diario más bajo, de 14,40 €/MWh, se alcanzó el día 4 de octubre en el mercado español.
En el mes de octubre de 2020, el descenso de la demanda, el incremento de la producción eólica en la península ibérica y el aumento de la producción hidroeléctrica en España favorecieron los descensos de precios en el mercado MIBEL tanto respecto al mes anterior como al mismo mes del año 2019. Además, la producción solar ibérica aumentó respecto a octubre de 2019, contribuyendo también al descenso interanual de los precios.
Futuros de electricidad
Durante el mes de octubre de 2020 los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2021 registraron una bajada generalizada en todos los mercados analizados en AleaSoft. Debido a sus bajos precios respecto al resto de mercados, las variaciones porcentuales de mayor proporción fueron las de los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, del ?25%. Sin embargo, en términos absolutos fue el mercado EEX de Francia el de mayor descenso de precios. La diferencia entre la primera y última sesiones de octubre en este mercado es de ? 8,20 €/MWh. Por su parte, el mercado OMIP de España y Portugal fue el de menor variación de los precios, con una reducción del 2,7% en ambos casos.
Realizando la misma comparación, pero esta vez para el producto del año calendario 2021, se obtienen resultados muy similares. La región nórdica lidera las bajadas con un decremento de alrededor del 21%. En términos absolutos, esta vez es el propio mercado ICE de los países nórdicos el que registró la mayor caída, de 4,98 €/MWh seguido muy de cerca por el mercado NASDAQ de la misma región con un descenso de 4,85 €/MWh. Nuevamente, el mercado ibérico OMIP fue el de menor variación. Tanto para España como para Portugal la bajada fue de 1,30 €/MWh, lo que representa un descenso del 2,9%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para diciembre de 2020 en el mercado ICE durante la mayor parte del mes de octubre se mantuvieron por encima de los 41 $/bbl. El precio de cierre máximo mensual, de 43,34 $/bbl, se alcanzó el jueves 8 de octubre. En cambio, el precio de cierre mínimo mensual, de 37,46 $/bbl, se alcanzó el viernes 30 de octubre. Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 41,52 $/bbl. Este valor es un 0,8% inferior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en septiembre de 2020, de 41,87 $/bbl, y un 30% inferior al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en octubre de 2019, de 59,63 $/bbl.
Al iniciarse el mes de octubre, las huelgas en el sector petrolero noruego favorecieron la recuperación de los precios. Durante el mes de octubre, también descendió la producción en el Golfo de México, debido a los huracanes Delta y Zeta. Sin embargo, Libia empezó a incrementar progresivamente su producción, favoreciendo el descenso de los precios.
Por otra parte, la preocupación por los efectos de la evolución de la pandemia de COVID?19 sobre la demanda ejerció su influencia a la baja sobre los precios durante todo el mes. Pero su influencia fue más importante en la segunda mitad de octubre, cuando debido al elevado número de contagios en Europa, empezaron a imponerse nuevas restricciones a la movilidad en el continente.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de noviembre de 2020, alcanzaron su precio de cierre mínimo, de 13,03 €/MWh, el día 2 de octubre. Los precios, en general, aumentaron hasta alcanzar el día 23 de octubre el precio de cierre máximo mensual, de 15,41 €/MWh. Este precio es el más elevado registrado desde enero. Pero la última semana del mes los precios descendieron influenciados por las medidas de confinamiento establecidas por los gobiernos europeos para frenar el avance de la segunda ola de coronavirus y el precio de cierre de la última sesión fue de 14,22 €/MWh.
Por otra parte, el valor promedio registrado durante el mes fue de 14,18 €/MWh. En comparación con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de septiembre de 2020, de 11,35 €/MWh, el promedio aumentó un 25%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de octubre de 2019, cuando el precio promedio fue de 15,61 €/MWh, hubo un descenso del 9,2%.
En el caso del gas TTF en el mercado spot, los días 3 y 4 de octubre se registró el precio índice mínimo mensual, de 11,59 €/MWh. Durante el mes, los precios aumentaron hasta alcanzar el precio índice máximo mensual, de 15,46 €/MWh, el lunes 26 de octubre. Este precio es el más alto desde principios de diciembre de 2019. Pero la última semana de octubre los precios también descendieron hasta los 13,53 €/MWh del sábado 31 de octubre. Por otra parte, el precio promedio de este mes de octubre fue de 13,79 €/MWh, que es un 25% superior al del mes de septiembre de 2020, de 11,05 €/MWh. También es un 34% superior al de octubre de 2019, de 10,27 €/MWh.
Respecto a los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de noviembre de 2020, alcanzaron su precio de cierre máximo mensual, de 58,45 $/t, el miércoles 7 de octubre, el cual fue el más elevado registrado desde enero. Los precios se mantuvieron por encima de los 56 $/t la mayor parte del mes. Pero la última semana de octubre los precios descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo mensual, de 51,80 $/t, el viernes 30 de octubre. El precio promedio mensual en octubre fue de 56,59 $/t, un 5,0% superior al precio promedio de los futuros de carbón API 2 para el mes M+1 de septiembre de 2020, de 53,88 $/t, pero un 5,0% más bajo que el de octubre de 2019, de 59,56 $/t.
En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, registraron los precios más elevados a principios de mes. El precio de cierre máximo, de 27,04 €/t, se alcanzó el viernes 2 de octubre. En cambio, el precio de cierre mínimo mensual, de 23,03 €/t, se alcanzó a finales de mes, el miércoles 28 de octubre. Este precio fue el más bajo registrado desde principios de la segunda quincena de junio. Por otra parte, el precio promedio en octubre fue de 25,18 €/t, un 9,4% inferior al del mes de septiembre, de 27,80 €/t. Si se compara con el promedio del mes de octubre de 2019 para el mismo producto, de 24,92 €/t, el promedio de octubre de 2020 es un 1,0% superior.
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
El pasado 29 de octubre tuvo lugar la segunda parte del webinar de AleaSoft “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica”. En esta ocasión los ponentes fueron Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory, ambos de la consultora Deloitte, además de Oriol Saltó i Bauzà, Data Analysis and Modelling Manager en AleaSoft. En la mesa de análisis posterior, se unieron Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft y Jaume Pujol Benet, también Partner of Financial Advisory en Deloitte. Durante el encuentro se analizó la evolución de los mercados de energía durante las últimas semanas, en las que Europa se encuentra atravesando la segunda ola de la pandemia de la COVID?19 y los gobiernos están tomando medidas para intentar frenarla. También se debatió ampliamente sobre la financiación de los proyectos de energías renovables. Sobre este tema los ponentes coincidieron en que, aunque no se espera que el retorno de la inversión vuelva a alcanzar los niveles del pasado, los proyectos continúan siendo rentables. La solicitud de la grabación del webinar se puede realizar aquí.
Otro tema en el que hubo consenso entre los ponentes del webinar es en la necesidad de una “visión propia y formada” del futuro del mercado. Es necesario contar con previsiones horarias de precios en el largo plazo para estimar coherentemente los futuros cash-flows del proyecto y establecer la rentabilidad esperada del mismo. Con las previsiones horarias se puede calcular el apuntamiento esperado, es decir, el precio capturado del proyecto respecto al precio medio del mercado. El servicio de previsiones de largo plazo de AleaSoft incluye la desagregación horaria de las previsiones, así como el precio capturado por la fotovoltaica y la eólica, y está disponible para los principales mercados eléctricos europeos. Estas previsiones se actualizan periódicamente teniendo en cuenta los datos de evolución de la economía y los escenarios de salida de la crisis económica.
Estos temas se continuarán analizando en el próximo webinar de AleaSoft “Perspectivas de los mercados de energía en Europa a partir de 2021 (I)”, pero en esta ocasión poniendo el foco en las perspectivas a partir del año 2021. Este webinar se realizará el día 26 de noviembre.
En los últimos días, algunos gobiernos europeos han decidido confinar a la población como una de las medidas para frenar la expansión del coronavirus, entre ellos Francia y Reino Unido. Los observatorios de mercados de energía de AleaSoft son una herramienta útil para analizar cómo estas medidas afectan a la demanda y los precios de los mercados eléctricos. Los observatorios incluyen gráficos horarios, diarios y semanales con datos cuyos datos se actualizan diariamente.
