2021 no deja de sorprender y en las últimas semanas se siguen batiendo récords de precios en los mercados.
En las últimas semanas de 2021 los mercados eléctricos europeos spot y de futuros han continuado batiendo récords de precios, en un contexto en el que el gas también está en máximos históricos y los precios del CO2 continúan altos. Las nuevas paradas nucleares anunciadas en Francia han añadido más incertidumbre a la situación y la caída generalizada de la producción eólica en la tercera semana de diciembre agravó aún más el panorama.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
En la semana del 13 de diciembre la producción solar aumentó respecto a la de la semana del 6 de diciembre en la mayoría de mercados europeos. El mayor aumento en términos porcentuales, del 60%, se registró en el mercado francés, seguido por los mercados de Portugal e Italia donde la producción se incrementó en un 44% en cada caso. En España peninsular el conjunto de la producción fotovoltaica y termosolar aumentó un 17%. Sin embargo, en el mercado alemán la producción solar disminuyó un 15%.
Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, en la semana del 20 de diciembre se espera que se recupere la producción con esta tecnología en Alemania y un descenso intersemanal en los mercados de 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.
En el caso de la producción eólica, en la semana del 13 de diciembre se registró un descenso generalizado respecto a la semana anterior en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las bajadas estuvieron entre el 5,6% del mercado alemán y el 66% del mercado español.
En la penúltima semana del mes se espera que la producción con esta tecnología aumente respecto a la semana anterior en los mercados de Alemania, Francia y España mientras que volverá a bajar en Portugal e Italia, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la semana del 13 de diciembre, respecto a la semana anterior. La causa principal de estas caídas fue el aumento de las temperaturas medias en la mayoría de mercados, las cuales se incrementaron hasta 4,1°C en Alemania. Los descensos de la demanda fueron inferiores al 5,0% en todos los mercados donde hubo bajadas, registrándose las variaciones más significativas en Portugal y Alemania, que fueron del 4,3% y 3,4%, respectivamente. Por otro lado, en el mercado español la demanda ascendió un 6,6%, y en el italiano, un 2,8%.
Las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft Energy Forecasting indican que las temperaturas medias bajarán en la mayoría de mercados y que habrá bajadas de la demanda en España, Alemania e Italia.
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 13 de diciembre, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un descenso de precios del 36%. Por otra parte, las mayores subidas fueron las del mercado MIBEL de España y el mercado N2EX del Reino Unido, del 44% en ambos casos, seguidas por el aumento del 43% del mercado MIBEL de Portugal. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 20%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 26% del mercado IPEX de Italia y el 33% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En la tercera semana de diciembre, casi todos los mercados analizados alcanzaron precios promedio semanales superiores a 270 €/MWh. La excepción fue el mercado Nord Pool, que tuvo el menor promedio, de 103,15 €/MWh. Por otra parte, el precio promedio semanal más elevado, de 359,18 €/MWh, fue el del mercado N2EX. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 273,90 €/MWh del mercado alemán y los 332,79 €/MWh del mercado francés.
Por lo que respecta a los precios diarios, el más elevado de la semana, de 485,20 €/MWh, se alcanzó el jueves 16 de diciembre en el mercado británico. En cambio, el menor precio diario de la semana, de 64,47 €/MWh, se registró en el mercado Nord Pool el domingo 19 de diciembre. Por otra parte, en los mercados de España y Portugal, se alcanzaron récords de precios máximos el lunes 20 de diciembre, y en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Italia y Países Bajos, el martes 21 de diciembre.
Estos récords de precios diarios trajeron también récords en los precios horarios. Este es el caso de los mercados eléctricos español y portugués que registraron un precio récord de 375,00 €/MWh entre las 20:00 y las 21:00, del lunes 20. Además, quince de las diecinueve horas más caras de la historia del mercado ibérico son de este lunes 20 de diciembre.
También fueron récords los precios del martes 21 que se alcanzaron en el mercado italiano entre las 18:00 y las 19:00, 508,44 €/MWh, y en el mercado holandés entre las 17:00 y las 18:00, 620,00 €/MWh.
Durante la semana del 13 de diciembre, el descenso generalizado de la producción eólica junto con la subida de los precios del gas, por las tensiones con el suministro de gas desde Rusia, y los altos precios del CO2 favorecieron los aumentos de precios en los mercados eléctricos europeos. La situación de la disponibilidad nuclear francesa también ha jugado un papel muy importante en la última escalada de precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 20 de diciembre los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, favorecidos principalmente por las paradas de reactores nucleares no planificadas en Francia y la tendencia alcista de los precios del gas. Sin embargo, en el mercado MIBEL podría haber descensos de precios favorecidos por un importante incremento de la producción eólica en la península ibérica y el aumento de las temperaturas medias en España y Portugal.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Al realizar una comparación entre las sesiones de mercados del viernes 10 de diciembre y el viernes 17 de diciembre, se observa una subida generalizada en los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado EEX de Francia fue el de mayor incremento con una subida de más del 61%, terminando el viernes 17 de diciembre con un precio de cierre de 534,82 €/MWh. Por otra parte, el mercado OMIP de España y Portugal fue el que menos variación registró entre estas fechas, con un aumento de más del 25% en ambos países.
Este importante incremento de los futuros de electricidad para el primer trimestre de Francia, se debe fundamentalmente al reciente anuncio de EDF del cierre de dos centrales nucleares en Chooz y Civaux. En un ambiente que ya era de tensión, el cierre de estos reactores hasta la primavera aumenta la preocupación, pues estas unidades representan el 10% de la capacidad de generación nuclear en un país donde esta tecnología es la responsable de cubrir más de la mitad de la demanda nacional.
Los precios de los futuros de electricidad para el año 2022 presentaron un comportamiento similar, con subidas que para estos productos que se situaron entre poco más del 18%, valor registrado en el mercado EEX de Italia, y poco menos del 38%, que fue el incremento del mercado EEX de Francia. En términos absolutos, el mercado ICE de los países nórdicos y el mercado NASDAQ también de la misma región, fueron los de menos aumento, con 12,73 €/MWh y 12,05 €/MWh de diferencia respectivamente.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE durante la tercera semana de diciembre oscilaron alrededor de los 74 $/bbl. El jueves 16 de diciembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 75,02 $/bbl, mientras que el precio de cierre mínimo de la semana, de 73,52 $/bbl, fue el del viernes 17 de diciembre. Pero, el lunes 20 de diciembre estos futuros ya se negociaron por debajo de los 73 $/bbl.
La preocupación por los efectos sobre la demanda de la expansión de la nueva variante del coronavirus continúa ejerciendo su influencia sobre los precios. El incremento de las restricciones y los confinamientos impuestos recientemente en algunos países podrían ejercer su influencia a la baja sobre los precios 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 diciembre aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 142,76 €/MWh el jueves 16 de diciembre. Este precio fue un 42% mayor al del jueves anterior y el más elevado de al menos los últimos ocho años. El viernes 17 de diciembre los precios descendieron un 4,1% hasta los 136,91 €/MWh, pero este precio todavía fue un 29% superior al del viernes anterior.
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 tercera semana de diciembre se mantuvieron por debajo de los 85 €/t. El precio de cierre más bajo de la semana, de 73,28 €/t, se registró el viernes 17 de diciembre. Este precio fue un 12% menor al del viernes anterior. La cercanía al final de las negociaciones de este producto favoreció el descenso de los precios.
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
La evolución de los mercados de energía en Europa y sus expectativas para 2022 se analizarán en el próximo webinar organizado por AleaSoft Energy Forecasting, que será el primero de 2022 de su serie de webinars mensuales. El repaso periódico a los mercados de electricidad, gas, CO2 y petróleo se centrará en esta ocasión en su evolución durante el año 2021 para poder entender qué es lo que se espera para 2022.
El webinar, que tendrá lugar el 13 de enero y para el cual ya se puede solicitar la invitación, contará con la participación de ponentes de PwC España que aportarán su visión del impacto de la situación regulatoria y del mercado eléctrico en la financiación de proyectos de energías renovables y en el desarrollo de los PPA, tanto off?site como on?site.
