Récords de precios en los mercados eléctricos europeos tras los máximos alcanzados por el gas.
En la cuarta semana de agosto, los precios del gas continuaron su tendencia alcista superando los 300 €/MWh los últimos días de la semana y marcando un récord el día 26. En este contexto, los precios de todos los mercados spot de electricidad europeos aumentaron y en muchos casos se registraron precios horarios máximos históricos el 29 de agosto. Los mercados de futuros también registraron subidas generalizadas. En Francia, los futuros del próximo trimestre y año superaron los 1100 €/MWh.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
Durante la cuarta semana de agosto, la producción solar aumentó un 12% en el mercado francés, un 9,5% en el mercado alemán y un 7,1% en el mercado italiano en comparación con la semana anterior. Por el contrario, en el mercado portugués la producción cayó un 10% y en el mercado español un 11%.
Para la semana del 29 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una reducción de la producción en Alemania, España e Italia.
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 del 22 de agosto, la producción eólica aumentó un 54% en el mercado alemán y un 12% en el mercado francés en comparación con la semana precedente. Sin embargo, en los mercados de España, Portugal e Italia se registró una reducción de entre el 45% y 7%.
Para la primera semana de septiembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la producción con esta tecnología en los mercados de Alemania y Francia, mientras que se prevé un descenso en los mercados de Portugal, España e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
Durante la semana del 22 de agosto, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados con respecto a la semana anterior, en su mayoría favorecidos por la recuperación de la laboralidad tras el festivo de la Asunción de la Virgen celebrado el 15 de agosto en gran parte de los países. La excepción fue el mercado de los Países Bajos, donde la demanda disminuyó en un 3,3% para este período y en el que no se celebra el festivo de la Asunción de la Virgen.
En cuanto a los aumentos, la mayor variación, del 14%, se registró en el mercado italiano, mientras que el mercado británico fue el de menor incremento, del 0,9%. En el resto de los mercados las subidas de la demanda estuvieron entre el 8,9% del mercado español y el 1,3% del mercado alemán.
Según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, se espera que en la semana del 29 de agosto la demanda tenga un comportamiento heterogéneo en los mercados europeos. Por una parte, se prevé que aumente en los mercados de Portugal, Italia, España y Alemania, mientras que para los mercados de Gran Bretaña, Países Bajos, Francia y Bélgica se estima que disminuya.
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 22 de agosto, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 38%, seguida por la subida del 33% del mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, los menores aumentos, del 17% y el 19%, fueron los del mercado MIBEL de España y Portugal, respectivamente. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 22% del mercado EPEX SPOT de Alemania y los Países Bajos y el 29% del mercado IPEX de Italia.
En la cuarta semana de agosto, el promedio más elevado, de 646,90 €/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el del mercado francés, de 611,61 €/MWh. Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados español y portugués, de 168,92 €/MWh y 173,26 €/MWh, respectivamente. Estos precios más bajos en el mercado ibérico se deben al tope que se está aplicando al precio del gas que se usa como referencia para las ofertas de las centrales generadoras de electricidad. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 315,41 €/MWh del mercado Nord Pool y los 602,09 €/MWh del mercado británico.
Pese a que los precios del mercado MIBEL fueron los más bajos, una parte de los consumidores deben pagar un precio mayor como compensación por la limitación del precio del gas aplicada en este mercado. En el mercado español, el promedio de este precio aumentó hasta 378,67 €/MWh en la semana del 22 de agosto.
Por lo que respecta a los precios horarios, el miércoles 24 de agosto de 19:00 a 20:00 se registraron precios horarios de 850,00 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y los Países Bajos. Pero estos precios fueron superaros por los del lunes 29 de agosto, que a esa misma hora llegaron hasta los 871,00 €/MWh en estos mercados. En el mercado británico, el día 23 de agosto a la misma hora, se registró un precio de 779,03 £/MWh. En el caso de Italia, se alcanzó un precio récord de 870,00 €/MWh el sábado 27 de agosto de 20:00 a 21:00, mientras que en el caso del mercado Nord Pool, se alcanzó un máximo histórico de 644,17 €/MWh el lunes 29 de agosto de 19:00 a 20:00.
En cambio, en la tarde del domingo 28 de agosto, se registraron tres horas con precios negativos en el mercado neerlandés. El precio más bajo, de ?37,25 €/MWh, se alcanzó entre las 15:00 y las 16.00 y fue el precio horario más bajo de este mercado desde la segunda mitad de julio.
Durante la semana del 22 de agosto, los precios del gas registraron récords que arrastraron a los mercados eléctricos europeos. Además, la demanda aumentó en la mayoría de los mercados y la producción eólica descendió respecto a la semana anterior en España, Italia y Portugal. En la península ibérica, también descendió la producción solar.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 29 de agosto los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando, influenciados por la evolución de los precios del gas, la recuperación de la demanda y el descenso de la producción renovable en algunos mercados.
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 próximo trimestre continuaron subiendo durante la semana del 22 de agosto. Se trata de una considerable subida generalizada. El mayor incremento porcentual fue el registrado en el mercado EEX de Alemania, con un 61% de subida entre las sesiones del 19 y el 26 de agosto. El mercado EEX de Reino Unido fue donde se registró la menor subida porcentual, del 27%. Continúa llamando la atención el mercado EEX de Francia, que no solo alcanzó las cuatro cifras la semana pasada, sino que en esta semana continuó subiendo al punto de alcanzar en la última sesión el precio de cierre de 1659,88 €/MWh. En el mercado EEX de España y en el mercado OMIP de España y Portugal, los precios también subieron proporcionalmente al resto de mercados europeos, pero las cifras alcanzadas son muy inferiores, debido al mecanismo de tope del precio del gas en la península ibérica.
Por su parte, los futuros de electricidad para el próximo año 2023 tuvieron un comportamiento similar. En este caso el mercado alemán fue también el de mayor incremento, con una subida del 76%. El mercado EEX de Italia fue donde los precios subieron menos, con un aumento del 22%. En la sesión del viernes 26 de agosto, también alcanzó las cuatro cifras el precio de este producto en el mercado francés, al cerrar en 1130 €/MWh.
Brent, combustibles y CO2
En la cuarta semana de agosto, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE superaron los 100 $/bbl la mayoría de los días, después de más de dos semanas sin hacerlo. El precio de cierre máximo semanal, de 101,22 $/bbl, se alcanzó el miércoles 24 de agosto. Este precio fue un 8,1% mayor al del miércoles anterior y el más elevado desde finales de julio.
Las expectativas de una recuperación en la demanda de Estados Unidos y el anuncio de medidas por parte del gobierno chino para favorecer la economía del país están contribuyendo a la recuperación de los precios de los futuros de petróleo Brent.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, en la cuarta semana de agosto fueron superiores a los de los mismos días de la semana anterior. Además, los últimos días de la semana superaron los 300 €/MWh. El viernes 26 de agosto se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 339,20 €/MWh. Este precio fue un 39% mayor al del viernes anterior y el más alto al menos de la historia.
Según el anuncio de Gazprom, el suministro de gas procedente de Rusia a través del gaseoducto Nord Stream 1 será interrumpido el día 31 de agosto para realizar el mantenimiento del único equipo de bombeo en funcionamiento. Está planificado que estas labores duren tres días. Este anuncio está favoreciendo una tendencia al alza en los precios de los futuros del gas.
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 2022, iniciaron la cuarta semana de agosto con una tendencia descendente, influenciada por la preocupación por la evolución de la demanda. Como consecuencia, el miércoles 24 de agosto se alcanzó el precio de cierre mínimo semanal, de 89,24 €/t. Este precio fue un 6,8% menor al del miércoles anterior. Sin embargo, en los últimos días de la semana los precios se recuperaron hasta registrar un precio de cierre de 90,30 €/t el viernes 26 de agosto, que todavía fue un 7,9% menor al del viernes anterior.
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 y la financiación de proyectos renovables
En AleaSoft Energy Forecasting se están realizando promociones especiales de los servicios de previsiones de precios de corto, medio y largo plazo de los mercados eléctricos europeos. Las previsiones de precios de largo plazo son fundamentales para conseguir financiación para los proyectos de energías renovables. Las previsiones de corto, medio y largo plazo son necesarias para gestionar de forma responsable una estrategia de venta de energía basada en la diversificación con contratos y coberturas en todos los horizontes temporales cuando la planta ya está en funcionamiento.
Ya se están organizando las dos próximas ediciones de los webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen sobre temas de actualidad del sector de la energía europeo. La edición de septiembre se realizará el día 15, con la participación de Jorge Simão, COO en OMIP y Pablo Villaplana, COO en OMIClear, quienes analizarán la importancia de los mercados a plazo para el desarrollo de las energías renovables. En la mesa de análisis también participará Fernando Soto, Director General de AEGE, para hablar sobre la subasta de PPA renovables con electrointensivos que está organizando la asociación que preside. La siguiente edición se realizará el 20 de octubre, nuevamente con ponentes de Deloitte, Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory y Luis Garcia Tasich, Manager of Global IFRS and Offerings Services, que compartirán su visión sobre la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. En ambas ediciones de los webinars participarán Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaGreen y Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
