La demanda, el gas y el CO2 eclipsaron a la eólica provocando aumentos de precios en los mercados europeos.
Los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos subieron en la tercera semana de noviembre y el promedio semanal se ubicó por encima de 200 €/MWh en la mayoría de los casos. El aumento de la demanda y de los precios del gas y el CO2, este último hasta máximos históricos, eclipsaron a la producción eólica que aumentó en varios mercados. A estos elementos se unió una producción solar más baja en casi todos los mercados. Los futuros de electricidad también registraron subidas de forma generalizada.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 15 de noviembre la producción solar se incrementó en un 12% en el mercado italiano en comparación con la producción de la semana anterior. Sin embargo, en el mercado alemán la producción con esta tecnología descendió un 62%. En el mercado ibérico y el francés las bajadas fueron de un 24% y un 22%, respectivamente, para el mismo período analizado.
Para la última semana de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una recuperación en el mercado alemán respecto a la semana anterior. Por el contrario, en los mercados de España e Italia se prevé una menor producción con esta tecnología.
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.
En la semana del 15 de noviembre la producción eólica aumentó en la mayoría los mercados analizados respecto a la semana precedente. El mercado alemán fue el de mayor incremento, de un 94%, seguido por el mercado ibérico con un aumento del 41%, el cual estuvo impulsado en gran medida por la subida del 153% que se registró en Portugal. En el mercado italiano la generación con esta tecnología fue muy similar a la de la semana anterior. La excepción fue el mercado francés, donde la producción eólica cayó un 22% para el mismo período.
Para la semana del 22 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican una mayor generación con esta tecnología en los mercados de Francia e Italia, mientras que para el resto de mercados se prevé que la producción eólica descenderá.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica registró subidas en la mayoría de mercados de Europa durante la semana del 15 de noviembre, respecto a la anterior. La disminución de las temperaturas medias en casi todos los mercados favoreció el incremento de la demanda. El mercado francés registró una subida de la demanda del 4,5% y mantuvo la tendencia ascendente por quinta semana consecutiva. En el resto de mercados donde la demanda aumentó, los ascensos fueron en su mayoría inferiores al 2,0%.
Por otro lado, el consumo de electricidad en el mercado británico se mantuvo prácticamente invariable en las últimas dos semanas, registrándose 5077 GWh en la del 8 de noviembre y 5076 GWh en la del 15 de noviembre. Sin embargo, en el mercado de Alemania la demanda retrocedió un 0,5%, influenciada por una subida de las temperaturas medias de 1,0 °C.
Para la semana del 22 de noviembre, se espera que la demanda registre aumentos en la mayoría de mercados eléctricos de Europa, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting.
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 15 de noviembre los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Alemania, con descensos del 18% y el 2,3% respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 26%, mientras que el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 14%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 15% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 20% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la tercera semana de noviembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado IPEX de Italia, de 236,50 €/MWh, mientras que el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 60,97 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 167,52 €/MWh del mercado alemán y los 236,23 €/MWh del mercado británico.
El menor precio diario de la semana, de 30,74 €/MWh, se registró el viernes 19 de noviembre en el mercado Nord Pool. En cambio, el precio diario más elevado de la semana, de 307,70 £/MWh, se alcanzó el lunes 15 de noviembre en el mercado británico. Este precio fue el más alto desde mediados de septiembre. Además, ese día se alcanzó un precio de 2000,05 £/MWh a las 18:00 CET en el mercado N2EX. Este precio horario fue el más elevado desde el 15 de septiembre y el segundo más alto de la historia del mercado británico.
Durante la semana del 15 de noviembre, el incremento de la demanda y el descenso de la producción solar en la mayoría de los mercados favorecieron el incremento de los precios. Además, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 también ejerció una influencia al alza sobre los precios que eclipsó el incremento de la producción eólica que se registró en varios mercados. Sin embargo, en el caso de Alemania el aumento de la producción eólica sí permitió que los precios descendieran en este mercado.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 22 de noviembre los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados europeos, influenciados por el aumento generalizado de la demanda y el descenso de la producción eólica en países como Alemania, España y Portugal. En el caso del mercado MIBEL, los aumentos de precios también se verán favorecidos por el descenso de la producción nuclear en España debido a la parada de la Unidad I de la central nuclear de Almaraz para la recarga de combustible a partir del lunes 22 de noviembre. Esta parada coincidirá con las de las centrales nucleares Ascó I y Cofrentes, aunque se espera que a finales de semana se reanude la producción en la central nuclear de Ascó.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2022 registraron subidas en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting entre las sesiones del 12 y el 19 de noviembre. En el mercado EEX de Francia fue en el que ocurrieron las mayores subidas, con un incremento del 31%. Por otra parte, en el mercado ICE de países nórdicos ocurrieron las menores subidas, que fueron en este caso del 13%.
En este mismo período, el producto del próximo año 2022 también registró subidas en todos los mercados. En este caso, el mercado EEX de Francia también lideró las subidas, con un 18% de incremento, pero fue el mercado EEX de Italia el que registró los menores aumentos, con un precio de cierre en la sesión del 19 de noviembre un 9,4% superior al de la sesión del día 12.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE durante la tercera semana de noviembre se mantuvieron por debajo de los 82,50 $/bbl. El viernes 19 de noviembre se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 78,89 $/bbl. Este precio fue un 4,0% menor al del viernes anterior y el más bajo desde finales de septiembre.
La preocupación por el incremento de los contagios de COVID?19 en Europa y por los efectos sobre la demanda de las medidas de confinamiento adoptadas en algunos países ejerció su influencia a la baja sobre los precios durante la tercera semana de noviembre. La posibilidad de que se adopten nuevas medidas de confinamiento en más países podría continuar afectando la evolución de la demanda y de los precios de los futuros de petróleo Brent en los próximos días.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, durante la tercera semana de noviembre, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 95,17 €/MWh el jueves 18 de noviembre. Este precio fue un 27% mayor al del jueves anterior y el más elevado desde el 14 de octubre. Sin embargo, el viernes 19 de noviembre el precio descendió un 8,5% hasta los 87,13 €/MWh. Las noticias negativas sobre el proceso de certificación del gaseoducto Nord Stream 2 favorecieron las subidas de precios de la tercera semana de noviembre.
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, en la tercera semana de noviembre registraron precios de cierre por encima de los 65 €/t. Como consecuencia de los aumentos de precios de la semana, el viernes 19 de noviembre se alcanzó un precio de cierre de 69,35 €/t. Este precio, además de ser un 9,6% superior al del viernes anterior, fue el más alto de la historia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting de las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El próximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting se realizará el 13 de enero de 2022 y en él también participarán ponentes de PwC España para continuar analizando los temas del webinar del 14 de enero de 2021. En el que también será el primer encuentro del próximo año, se analizarán las perspectivas de los mercados de energía europeos en el año 2022 y se tratará cómo impacta la situación regulatoria y del mercado eléctrico al desarrollo de los PPA.
En AleaSoft Energy Forecasting se realizan previsiones de precios de largo plazo de la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Una de las características principales de estas previsiones es que ofrecen valores a nivel horario en todo el horizonte de previsión de, al menos, 30 años, lo que permite estimar los ingresos de las plantas renovables durante toda su vida útil y, por tanto, las convierte en un input imprescindible en la financiación de proyectos de energías renovables. Las previsiones horarias también son necesarias en la valoración de carteras y en las auditorías, procesos en los que es fundamental este nivel de detalle de las previsiones.
