En la cuarta semana de septiembre la producción eólica y solar aumentó en la mayoría de mercados europeos y la demanda eléctrica bajó. Esta combinación de factores permitió que los precios de los mercados eléctricos en el conjunto de la semana bajaran en varios mercados y que en aquellos donde subió, el incremento no superara el 6%. Aún así, en algunos mercados se registraron máximos diarios y horarios. Los futuros de electricidad aumentaron y el gas y CO2 volvieran a registrar máximos históricos.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting durante la cuarta semana de septiembre si se compara con la registrada durante la tercera semana del mes. La mayor variación se registró en el mercado francés, con un incremento del 18%. Por otra parte, el menor incremento fue del 3,7% en el mercado italiano.
Para la semana del 27 de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a una disminución en los mercados de Italia y Alemania, mientras que en el mercado español se espera que la variación con respecto a la semana anterior sea poca.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Durante la semana 20 de septiembre, la producción eólica aumentó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La mayor variación en la producción fue del 80% en el mercado portugués, incremento que contrasta con el aumento de solo el 3,9% en el mercado francés. Por el contrario, en el mercado italiano se registró un descenso en la producción del 2,9%.
Para la última semana de septiembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la misma aumentará en el mercado francés, pero se espera que sea menor en el resto de los mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica de los mercados europeos cayó de forma generalizada durante la semana del 20 de septiembre respecto a la semana anterior. El descenso de las temperaturas medias fue la causa principal de esta caída. Por ejemplo, las temperaturas medias bajaron más de 2 °C en Italia y Francia. En el mercado español la demanda disminuyó casi un 4,0%, similar a la caída de la semana precedente. Otras de las caídas más notables se registraron en los mercados de Italia y Gran Bretaña, con valores superiores al 4,0%. En los mercados de Francia, Portugal y Bélgica las caídas estuvieron entre el 0,3% y 1,5%.
Las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 27 de septiembre la demanda continuará descendiendo en varios de los mercados de Europa, aunque se esperan recuperaciones en Bélgica, Francia, Gran Bretaña y Portugal.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 20 de septiembre el comportamiento de los precios de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting fue heterogéneo, porque en algunos casos el precio promedio semanal subió una semana más y en otros bajó. Por un lado, la mayor caída de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 39%, seguida por la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 12%, y la del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 11%. Por el otro, el mayor aumento de precios fue el del mercado IPEX de Italia, del 5,8%, seguido por el del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 1,2%. En el resto de los mercados, las variaciones de precios estuvieron entre el ?0,4% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 0,6% del mercado MIBEL de España.
En la cuarta semana de septiembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX, de 191,69 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 84,73 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 126,00 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 172,39 €/MWh del mercado IPEX.
El precio diario más elevado de la cuarta semana de septiembre, de 277,15 €/MWh, se registró el lunes 20 de septiembre en el mercado británico, mientras que el más bajo, de 65,78 €/MWh fue el del jueves 23 de septiembre en el mercado Nord Pool. Por otra parte, el viernes 24 de septiembre, se alcanzó un precio de 191,20 €/MWh en el mercado italiano, el cual fue el más alto de este mercado al menos desde enero de 2005.
Por lo que respecta a los precios horarios, durante una hora del día 22 de septiembre y dos horas del día 24 de septiembre se alcanzó un precio de 250,00 €/MWh en el mercado italiano. Este fue el precio horario más elevado de este mercado desde agosto de 2012. En el mercado de los Países Bajos, el miércoles 22 de septiembre, a las 20:00, el precio fue de 248,28 €/MWh, el más elevado al menos desde abril de 2011, mientras que en Bélgica el 23 de septiembre a las 19:00, el precio fue de 243,06 €/MWh, el mayor desde noviembre de 2018. En Alemania, el 22 de septiembre a las 8:00, se alcanzó un precio de 213,81 €/MWh, que fue el precio más alto del mercado alemán desde noviembre de 2008. Por último, el domingo 26 de septiembre, a las 21:00, el precio del mercado MIBEL fue de 199,00 €/MWh, el valor horario más alto hasta el momento.
Durante la cuarta semana de septiembre, aunque los precios del gas y CO2 continuaron elevados, el descenso de la demanda y el incremento de la producción eólica y solar permitieron que se frenaran los incrementos de precios y que en algunos casos estos descendieran.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 27 de septiembre los precios podrían aumentar en los mercados de Alemania, España, Italia y Portugal influenciados por el descenso de la producción eólica. En cambio, en mercados como Francia, donde se esperan incrementos de la producción con esta tecnología, los precios podrían descender.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Durante la cuarta semana de septiembre los precios de los futuros de electricidad para el último trimestre de 2021 registraron una subida generalizada en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, si se comparan los precios de cierre de la sesión del 24 de septiembre respecto a los de la sesión del día 17. Los mercados de Reino Unido fueron los que registraron los mayores crecimientos, con incrementos superiores al 15% tanto en el mercado ICE como en el mercado EEX. Por otra parte, en el mercado EEX de España fue donde los precios aumentaron en menor cuantía, con un 1,0% de diferencia respecto al precio de cierre de la semana anterior.
En cuanto a los futuros de electricidad para el próximo año 2022, ocurrió un comportamiento muy similar. Todos los mercados registraron subidas entre las dos sesiones analizadas, siendo más pronunciadas en los mercados de Reino Unido, en este caso con incrementos superiores al 13%. El mercado ICE de los países nórdicos fue el de menor variación, con una subida del 1,9%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE, el lunes 20 de septiembre descendieron hasta los 73,92 $/bbl, influenciados por la recuperación en los niveles de producción en el Golfo de México. Pero durante el resto de la cuarta semana de septiembre los precios aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 78,09 $/bbl el viernes 24 de septiembre. Este precio fue un 3,7% superior al del viernes anterior y el más alto desde octubre de 2018. En la cuarta semana de septiembre la recuperación de la demanda continuó favoreciendo el aumento de los precios de los futuros de petróleo Brent.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, el lunes 20 de septiembre alcanzaron un precio de cierre récord de 75,32 €/MWh. Este precio fue más de 10 €/MWh mayor al de la última sesión de la semana anterior y un 23% superior al del lunes anterior. Esta subida de precios estuvo influenciada por la decisión de Rusia de no incrementar el suministro de gas a través de Ucrania a partir de octubre. Pero los siguientes días de la cuarta semana de septiembre los precios descendieron hasta registrar un precio de cierre de 69,68 €/MWh el jueves 23 de septiembre. Este precio todavía fue un 10% mayor al del jueves anterior. El viernes 24 de septiembre, los precios empezaron a recuperarse, alcanzando un precio de cierre de 70,24 €/MWh. El hecho de que los niveles de las reservas sigan bajos y de que la demanda en Asia sea alta continúan favoreciendo la tendencia al alza de los precios del gas.
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, durante la cuarta semana de septiembre, los precios de cierre se mantuvieron por encima de los 60 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 62,93 €/t, se alcanzó el viernes 24 de septiembre. Este precio fue un 5,8% mayor al del viernes anterior y superó el anterior récord de precio máximo registrado el 9 de septiembre.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El próximo 7 de octubre en AleaSoft Energy Forecasting se retomarán los webinars mensuales sobre los temas de actualidad del sector europeo de la energía. En este encuentro se contará con la participación de dos ponentes de la consultora Deloitte España: Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory, los cuales repiten casi un año después del webinar realizado en octubre de 2020 con la participación de esta compañía. Estos ponentes, junto a Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft Energy Forecasting, darán una visión actualizada de los temas analizados en aquella ocasión sobre la evolución de los mercados de energía europeos, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras.
