Los precios de los mercados eléctricos europeos subieron de forma generalizada durante la primera semana de marzo. El aumento de la demanda y la disminución de la producción eólica fueron las principales causas de este comportamiento, que además estuvo favorecido por el descenso de la producción solar en Francia y España. El mercado MIBEL dejó de ser el de menor precio del continente, puesto que volvió a ocupar el mercado Nord Pool. Los futuros de Brent alcanzaron el valor más alto de los últimos dos años.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la primera semana de marzo la producción solar disminuyó un 24% en la península ibérica y un 2,9% en el mercado francés en comparación con la última semana de febrero. Por el contrario en el mercado italiano la producción creció un 4,7% y en el mercado alemán cerca de un 3,6%.
Para la segunda semana de marzo, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma disminuirá en los mercados de Alemania e Italia en comparación con la semana anterior. En el mercado español se prevé que la producción sea mayor a la registrada la semana precedente.
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 novena semana de 2021, la producción eólica disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana precedente. En el mercado francés cayó un 41% mientras que en el mercado alemán y en la península ibérica se redujo un 39% y 35% respectivamente. En el caso del mercado italiano se registró la menor variación con una reducción de la producción del 9,9%.
Para la décima semana de 2021, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la producción con esta tecnología será mayor a la registrada la semana anterior en todos los mercados analizados en AleaSoft.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
Del 1 al 7 de marzo, la demanda eléctrica aumentó en todos los mercados europeos respecto a la semana anterior, salvo en la península ibérica. La caída de las temperaturas medias fue la principal causa de este comportamiento. En los mercados de Gran Bretaña y Bélgica las temperaturas medias bajaron más de 4,0 °C y favorecieron las subidas de la demanda del 12% y 3,0% respectivamente. Otro ascenso importante fue el 5,9% registrado en el mercado francés. Por otra parte, en Portugal y España hubo disminuciones del 3,0% y el 0,4% respectivamente.
Para la semana del 8 de marzo, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que habrá ascensos en la mayoría de los mercados de Europa.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 1 de marzo, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron respecto a los de la semana anterior. La mayor subida de precios, del 41%, fue la del mercado MIBEL de España y Portugal, seguida por la del mercado N2EX del Reino Unido, del 38%. En cambio, el menor incremento de precios, del 2,3%, fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 6,6% del mercado IPEX de Italia y el 16% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la primera semana de marzo, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX, de 79,96 €/MWh. Mientras que en el mercado Nord Pool se registró el menor promedio, de 33,86 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 49,52 €/MWh del mercado de los Países Bajos y los 58,36 €/MWh del mercado italiano.
Por otra parte, durante la semana del 1 de marzo el mercado MIBEL dejó de presentar los precios diarios más bajos del continente. Esa semana, los menores precios correspondieron al mercado Nord Pool, cuyo precio mínimo semanal fue de 27,78 €/MWh. Por otra parte, el precio diario más elevado de la primera semana de marzo, de 106,78 €/MWh, se alcanzó el miércoles 3 de marzo en el mercado británico y fue el precio más alto de este mercado desde mitad de enero.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
Durante la primera semana de marzo, el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados favoreció la subida de los precios. Además, el descenso generalizado de la producción eólica en el continente europeo y la disminución de la producción solar en países como Francia y España también contribuyó al aumento de los precios en los mercados eléctricos europeos.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 8 de marzo los precios descenderán en los mercados alemán, francés, ibérico y británico. El incremento generalizado de la producción eólica y el aumento de la producción solar en España favorecerán este comportamiento.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre de 2021 registraron un comportamiento al alza en todos los mercados analizados en AleaSoft si se comparan los precios de cierre de la sesión del 5 de marzo respecto a los de la sesión del 26 de febrero. Como es habitual, debido a sus precios relativamente más bajos, los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos lideraron estas subidas con incrementos del 13% en ambos casos. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 2,0% del mercado ICE de Países Bajos y el 4,0% del mercado OMIP de España y Portugal.
Con el producto del año calendario 2022 ocurrió lo mismo, subida generalizada liderada por los mercados nórdicos, en este caso con incrementos del 3,1% y 2,9% en los mercados ICE y NASDAQ respectivamente, pero acompañados también en este caso del mercado EEX de Reino Unido, con un 3,0% de aumento en sus precios. En el resto de mercados las subidas estuvieron por encima del 1,4%, valor registrado en el mercado OMIP de España y Portugal.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de mayo de 2021 en el mercado ICE iniciaron la primera semana de marzo con descensos. Pero a partir del miércoles los precios empezaron a recuperarse. Como consecuencia de estos incrementos, el viernes 5 de marzo se alcanzó un precio de cierre de 69,36 $/bbl, un 7,7% mayor que el del viernes anterior y el más elevado de los últimos dos años.
La evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent durante la primera semana de marzo se vio influenciada por la reunión de los países miembros de la OPEP+. El pasado jueves 4 de marzo, a pesar de la progresiva recuperación de la demanda mundial de los últimos meses, la OPEP+ acordó mantener sus actuales niveles de producción en abril ante la posibilidad de que nuevos brotes de coronavirus afecten la recuperación de la demanda.
Por otra parte, en la sesión del lunes 8 de marzo los precios llegaron a superar los 71 $/bbl, después de que instalaciones petroleras saudíes fueran atacadas el domingo. Pese a que el ataque fue neutralizado y no causó ningún tipo de pérdidas, el temor a interrupciones en el suministro debido a las hostilidades en la región también ejerce su influencia al alza sobre los precios del Brent.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de abril de 2021, la primera semana de marzo, los precios se mantuvieron alrededor de los 16 €/MWh. El martes y el miércoles los precios descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo de la semana, de 15,53 €/MWh, el miércoles 3 de marzo. Este precio fue el más bajo desde diciembre de 2020. Sin embargo, el jueves y el viernes los precios se recuperaron. El precio de cierre del viernes 5 de marzo, de 16,37 €/MWh, fue el máximo de la semana. La evolución de los precios del petróleo y el pronóstico de temperaturas más bajas favorecieron la recuperación de los precios de las últimas sesiones de la semana.
Por lo que respecta 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 primera semana de marzo oscilaron alrededor de los 38 €/t. El precio de cierre mínimo de la semana, de 37,13 €/t, se registró el lunes 1 de marzo y fue el más bajo desde principios de febrero. Mientras que el precio de cierre máximo de la semana, de 39,03 €/t, se alcanzó el viernes 5 de marzo.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía en la primavera de 2021
En AleaSoft se están realizando una serie de webinars para analizar la evolución de los mercados de energía europeos y la financiación de proyectos de energías renovables, profundizando en temas como los PPA, tanto desde el punto de vista del consumidor como del productor renovable, las subastas de renovables, las auditorias de cuentas y las due diligence. En estos webinars han participado ponentes de importantes empresas del sector de la energía en Europa como Deloitte, Vector Renewables, PwC y Engie y siempre se ha destacado que para desarrollar renovable y obtener financiación o pasar una auditoría es necesario tener previsiones de largo plazo de calidad, de base científica, con hasta 30 años de horizonte y desagregación horaria. Para la gestión del riesgo de manera científica son fundamentales las salidas basadas en una métrica probabilística, que puede ser las correspondientes a los percentiles P15 y P85 o P10 y P90.
El próximo webinar se realizará el 18 de marzo y se contará con la participación de ponentes de EY (Ernst & Young). En este webinar, además de seguir profundizando en la importancia de los PPA, se hablará de las principales novedades en la regulación del sector energético y de las oportunidades para los players españoles en mercados internacionales, ofreciendo un outlook de las tendencias y retornos por región.
Para analizar la evolución de los mercados de energía es de gran utilidad la Plataforma AleaApp. Esta herramienta compila los datos de las principales variables de los mercados de energía europeos de forma automática e incluye funcionalidades para facilitar su visualización y análisis.
