A pesar de ser un periodo de vacaciones y festividades, durante la última semana de 2020 se registraron precios altos en los principales mercados eléctricos en Europa, debido a las bajas temperaturas que empujaron la demanda de electricidad en la mayoría de países, y favorecido, también, por la caída de la producción de energía eólica en Francia y Alemania.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar entre el lunes 28 de diciembre de 2020 y el domingo 3 de enero de 2021 aumentó un 14% en comparación con la semana anterior en el mercado español. En el mercado alemán creció un 9,0% mientras que, en el francés, un 6,8%. Por el contrario, en el mercado portugués decreció la producción un 18% y en el italiano, un 2,5%
Para la primera semana del año 2021, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la producción solar en el mercado español decrecerá en comparación con la última semana del año anterior. De forma similar se espera una reducción de la producción en el mercado alemán mientras que por el contrario se espera que en el mercado italiano aumente considerablemente.
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.
Durante la última semana de 2020, la producción eólica aumentó cerca de un 71% en el mercado italiano en comparación con la semana precedente. En la península ibérica se registró también un importante aumento del 32% mientras que en los mercados de Francia y Alemania decreció un 60% y un 47%, respectivamente.
Para el cierre de la semana el próximo 10 de enero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican una reducción de la producción eólica en todos los mercados analizados en AleaSoft excepto en el mercado alemán en el que se espera poca variación de la producción con esta tecnología respecto a la última semana de diciembre de 2020.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
Los efectos opuestos sobre la demanda de electricidad que ejercen la bajada de las temperaturas por un lado y los días festivos por el otro, estuvieron forcejeando durante la semana del 28 de diciembre en Europa.
Las temperaturas bajaron en promedio alrededor de los 3 °C, pero en países como Francia, Gran Bretaña y Bélgica, la caída de las temperaturas se acercó o superó los 4 °C. Estas condiciones meteorológicas llevaron a aumentos de la demanda en España, Portugal, Bélgica y Países Bajos de alrededor del 2% a pesar de ser una semana típicamente con una baja laboralidad al estar entre las festividades de Navidad y Año Nuevo. En países más sensibles a las temperaturas como Francia o Gran Bretaña, los aumentos de la demanda llegaron al 12% y 8%, respectivamente.
Por otro lado, la bajada de la laboralidad en esa semana fue el efecto dominador en los mercados alemán e italiano, con caídas del 4,4% y 2,6% respectivamente.
Las previsiones indican que la caída de las temperaturas de alrededor de 2 °C durante esta semana del 4 de enero traerá subidas significativas de la demanda de electricidad en los mercados europeos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 28 de diciembre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron respecto a los de la semana anterior. El mercado con la mayor subida de precios, del 81%, fue el mercado EPEX SPOT de Alemania, seguido por el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un aumento del 65%. En cambio, los mercados con las menores subidas de precios fueron el mercado IPEX de Italia y mercado MIBEL de España y Portugal, con incrementos del 9,2% y el 15%, respectivamente.
La última semana de diciembre, los precios promedio semanales fueron superiores a 40 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado Nord Pool con un precio promedio de 24,50 €/MWh. En cambio, el promedio más elevado, de 68,54 €/MWh se alcanzó en el mercado N2EX de Gran Bretaña. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 42,07 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 49,54 €/MWh del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
El incremento de la demanda en la mayoría de los mercados debido al descenso de las temperaturas ejerció su influencia en la evolución de los precios de los mercados eléctricos europeos durante la última semana de diciembre. El importante descenso de la producción eólica en Alemania y Francia también favoreció el aumento de precios de la semana del 28 de diciembre.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 4 de enero los precios de los mercados eléctricos europeos aumentarán. El incremento generalizado de la demanda eléctrica favorecerá la subida de los precios. Además, el descenso de la producción eólica en la mayor parte del continente, así como de la producción solar en países como Alemania y España, también contribuirá a estos aumentos.
Futuros de electricidad
Los mercados de futuros de electricidad europeos registraron durante la última semana del año un comportamiento claramente al alza para los precios del producto del próximo trimestre, es decir, Q2?2021. El mercado ICE nórdico y el mercado NASDAQ también de los países nórdicos fueron los que más evidenciaron este comportamiento, debido en gran parte a su reducido precio, las variaciones porcentuales se situaron aproximadamente en el 34% para ambos. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 1,1% marcado por el mercado ICE de Bélgica y el 3,6% del mercado ICE de Países Bajos. En las sesiones analizadas de cada semana el mercado OMIP tuvo precios de cierre idénticos para España y Portugal.
Para el caso del producto del próximo año calendario 2022, el comportamiento fue similar, pero con la excepción de la región ibérica. Tanto el mercado EEX de España como el mercado OMIP de España y Portugal registraron bajadas de precio del 1,0% en el caso de EEX y 0,8% en los dos países de OMIP. Los mercados de los países nórdicos protagonizaron también las mayores subidas con valores de 15% de incremento respecto a la última sesión de la semana anterior. En el caso del mercado EEX de Gran Bretaña el producto Cal-22 se comenzó a negociar durante la última semana del 2021, por lo que no se disponen de datos de la semana anterior.
Brent, combustibles y CO2
El lunes 28 de diciembre, los futuros de petróleo Brent para el mes de marzo de 2021 en el mercado ICE registraron un precio de cierre un 0,2% inferior al del lunes anterior. Sin embargo, los siguientes días los precios se recuperaron y en la última sesión del año 2020 se alcanzó un precio de cierre de 51,80 $/bbl. Este precio fue un 0,9% superior al del mismo día de la semana anterior, pero un 0,9% inferior al del día 18 de diciembre, de 52,26 $/bbl, que fue el precio de cierre más elevado de los últimos nueve meses.
A partir del 1 de enero, la OPEP+ empezó a incrementar su producción en 500 000 barriles diarios. Además, Libia, que no está sujeta a las limitaciones en la producción de otros países de la OPEP debido a la guerra civil, también continúa aumentando su producción. Pero el lunes 4 de enero, la OPEP+ debe decidir si en febrero los países miembros seguirán incrementando su producción. Esta decisión ejercerá influencia sobre la evolución de los precios en los próximos días.
Por otra parte, el actual empeoramiento de la pandemia en Europa y la posibilidad de que aumenten las restricciones de movilidad en muchos países también tendrán sus efectos sobre la recuperación de la demanda.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de febrero de 2021, la última semana de diciembre, registraron precios de cierre superiores a 18 €/MWh. En la última sesión del año, el jueves 31 de diciembre, se alcanzó un precio de cierre de 19,12 €/MWh. Este precio fue un 8,2% superior al del jueves anterior y el más elevado desde noviembre de 2019. Las bajas temperaturas favorecieron este comportamiento. En los próximos días, los precios del gas podrían continuar aumentando por este mismo motivo.
Por otra parte, los precios de cierre de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de febrero de 2021 fueron superiores a 68 $/t durante la última semana de diciembre. El precio de cierre máximo, de 71,45 $/t, se alcanzó el lunes 28 de diciembre. Este precio fue un 2,4% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más elevado desde octubre de 2019.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, la última semana de diciembre, superaron los 32 €/t. Durante la última semana del año, el acuerdo de Brexit entre el Reino Unido y la Unión Europea, así como las bajas temperaturas, favorecieron que los precios se mantuvieran por encima de los de la semana anterior. El precio de cierre máximo de la semana, de 33,44 €/t se registró el lunes 28 de diciembre. Este precio fue un 8,3% superior al del lunes anterior y el más alto de los últimos seis meses.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
La financiación de los proyectos de energía renovable y la evolución de los mercados de energía en Europa en 2021
En este año 2021 que empieza, AleaSoft va a continuar con la organización de webinars gratuitos en español y en inglés para la divulgación de información útil sobre la evolución de los mercados de energía y conocimiento para los profesionales del sector de la energía en Europa.
El primer webinar de este año tendrá lugar el día 14 de enero. En esta ocasión, se contará con la participación de varios ponentes de la consultora PwC, para analizar el estado y la visión del mercado de contratos PPA para grandes consumidores, sus impactos y requisitos, y la necesidad de estimaciones de precios del mercado eléctrico a futuro.
Además, en AleaSoft también se dispone de una amplia variedad de informes para el sector de la energía, que incluyen análisis detallados sobre la evolución de los mercados de energía en Europa y de todos los aspectos que han tenido o que puedan tener influencia sobre sus precios y demandas. El objetivo de estos informes es proporcionar una visión clara del futuro del sistema energético europeo aportando conocimiento, inteligencia y oportunidades.
