La escalada de precios del Brent, gas y CO2 sigue sin dar un respiro a los mercados eléctricos europeos.
Durante la cuarta semana de junio los precios del Brent y el gas registraron máximos históricos y los del CO2 volvieron a superar los 55 €/t. En este contexto, los precios de los mercados eléctricos spot y de futuros europeos continuaron subiendo. Las subidas también estuvieron favorecidas por una menor producción renovable en algunos mercados. Sin embargo, en el mercado MIBEL los precios bajaron gracias al descenso de la demanda y el aumento de la producción solar y eólica.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 21 de junio se registraron incrementos de la producción solar en los mercados de España y Portugal de un 45% y un 44% respectivamente, en comparación con la tercera semana de junio. Sin embargo la producción con esta tecnología disminuyó en la mayoría de los mercados analizados. En el mercado alemán descendió un 25%, mientras que en los mercados de Francia e Italia las bajadas fueron del 8,7% y 3,7% respectivamente.
Para la semana del 28 de junio, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma aumentará en los mercados de Alemania e Italia. Sin embargo, se prevé una menor generación en el mercado español.
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 cuarta semana de junio, la producción eólica aumentó un 33% en el mercado italiano, un 24% en el mercado portugués y un 19% en el mercado español en comparación con la semana del 14 de junio. Por el contrario, en el mercado alemán la producción cayó un 38% porque, a pesar de que entre el lunes y el martes de la semana se registró una producción eólica relativamente alta, durante el resto de los días la producción estuvo por debajo de los 80 GWh. En el mercado francés también descendió la producción con esta tecnología, en este caso un 7,0%.
Para la semana del 28 de junio al 4 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft apuntan a un descenso de la producción en los mercados de España y Portugal. En el mercado francés se espera poca variación. Por otra parte, en los mercados de Italia y Alemania se prevé una mayor generación eólica durante la semana.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 21 de junio, la demanda eléctrica cayó en la mayoría de los mercados europeos respecto a la semana anterior. El descenso de las temperaturas medias semanales, que llegó hasta 5,1 °C en Bélgica, fue la causa principal de las bajadas de la demanda. Los mercados de España, Alemania y Francia tuvieron los descensos más notables, que estuvieron entre el 3,0% y 5,0%. En el caso de España, el festivo de San Juan, celebrado en varias regiones el día 24 de junio, también favoreció el descenso de la demanda. Sin embargo, en el mercado de Italia, donde las temperaturas medias aumentaron, la demanda se incrementó en un 8,3%.
La demanda se recuperará en la mayoría de mercados durante la semana del 28 de junio, según las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft, pues se esperan subidas de las temperaturas medias.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 21 de junio los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal, con un descenso del 2,9%. Por otra parte, el mayor incremento de precios fue el del mercado IPEX de Italia, del 12%, seguido por el del mercado EPEX SPOT de Alemania y el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, ambos con una subida del 11%. En cambio, los menores aumentos de precios fueron los del mercado EPEX SPOT de Francia y Bélgica, de 1,9% y 3,9% respectivamente.
En la cuarta semana de junio, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 98,74 €/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX, de 94,50 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 42,40 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 78,41 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 83,49 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
Por otra parte, durante varios días de la cuarta semana de junio los precios diarios superaron los 100 €/MWh en el mercado británico y el mercado italiano. El precio diario más elevado fue el del jueves 24 de junio en el mercado IPEX, de 106,56 €/MWh. Este precio es el más alto del mercado italiano desde febrero de 2018.
En la cuarta semana de junio, el incremento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 favoreció el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, el descenso de la producción eólica y solar en países como Alemania y Francia también contribuyó a las subidas de precios. Sin embargo, el incremento de la producción con estas tecnologías renovables unido a la disminución de la demanda eléctrica en la península ibérica permitió el descenso de los precios en el mercado MIBEL.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 28 de junio los precios continuarán aumentando en la mayoría de los mercados. También en el mercado MIBEL se espera que los precios se recuperen favorecidos por la caída de la producción eólica y solar en la península ibérica.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Durante la cuarta semana de junio los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron una importante subida en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 18 y 25 de junio El mayor incremento en términos porcentuales ocurrió en el mercado ICE de los países nórdicos, con un 30% de subida, seguido de cerca por el mercado NASDAQ de la misma región con un 28%. En el resto de mercados las subidas estuvieron entre el 4,8% y el 11%, siendo el mercado EEX de España el de menor aumento.
Respecto a los precios de los futuros de electricidad para el siguiente año calendario, ocurrió una situación similar. En este caso fue el mercado OMIP de España y Portugal el que registró el menor incremento, con un 4,6% de subida para ambos casos. En el resto de mercados las subidas llegaron hasta el 8,2% registrado por el mercado ICE de los países nórdicos.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2021 en el mercado ICE, durante la cuarta semana de junio presentaron en general una tendencia al alza. Como resultado, el viernes 25 de junio se alcanzó un precio de cierre de 76,18 $/bbl, el cual fue un 3,6% mayor al del viernes anterior y el más alto de los últimos dos años.
A medida que avanzan las vacunaciones contra la COVID?19 y se incrementa la movilidad, la recuperación de la demanda sigue favoreciendo el incremento de los precios de los futuros de petróleo Brent.
En los próximos días, las expectativas sobre la reunión de la OPEP+ del día 1 de julio ejercerán su influencia sobre la evolución de los precios. La expansión de la variante Delta del coronavirus, más contagiosa, así como la posibilidad de que Irán alcance un pacto que permita levantar las sanciones a sus exportaciones de crudo, podrían limitar los incrementos de producción que acuerde la OPEP+ para agosto.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2021, durante la cuarta semana de junio continuaron aumentando. A partir del martes 22 de junio, los precios de cierre superaron los 30 €/MWh. El viernes 25 de junio se alcanzó un precio de cierre de 32,83 €/MWh. Este precio fue un 10% superior al del viernes anterior y el valor más alto de al menos los últimos siete años para el producto mensual M+1.
Los bajos niveles de las reservas de gas combinados con una demanda alta para la generación eléctrica, favorecida por el descenso de la producción renovable en países como Alemania y Francia, propició que los precios del gas continuaran aumentando en la cuarta semana de junio.
Por lo que respecta a los precios de 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 junio, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 55,09 €/t el jueves 24 de junio. Este precio fue un 8,2% mayor al del jueves anterior y el más alto desde mediados de mayo. Sin embargo, el viernes se produjo un ligero descenso hasta los 55,05 €/t.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
Teniendo en cuenta la subida de los precios del CO2 y el gas, en AleaSoft se está realizando una promoción especial de los reportes de curvas de precios de largo de los mercados eléctricos europeos. Una de las características que diferencian a estos reportes es que las previsiones son horarias en todo el horizonte de previsión, de 30 años. Esto permite cuantificar la rentabilidad de los proyectos de energías renovables y es un input necesario en la contratación de un PPA en la definición de las estructuras de precios. Además, las previsiones incluyen las bandas de confianza correspondientes a los percentiles P15 y P85, de gran utilidad en la gestión de riesgos.
En AleaSoft se está organizando el próximo webinar, que se realizará el 15 de julio. En esta ocasión se hará el cierre del primer semestre de 2021 de los mercados eléctricos europeos y se analizarán las perspectivas para la segunda mitad del año. También se explicará la visión de futuro de AleaSoft sobre el papel que tendrá el hidrógeno verde durante la transición energética, fundamentalmente en la descarbonización de sectores como el transporte y la industria que actualmente tienen un gran peso en las emisiones de gases contaminantes de la Unión Europea.
