La llegada de la primavera y con ella el aumento de las temperaturas y la producción solar favoreció el descenso de los precios en gran parte de los mercados europeos en la cuarta semana de marzo. Durante el fin de semana varios mercados registraron precios horarios negativos. La tendencia de precios a la baja se mantendrá en la Semana Santa. Por otra parte, los futuros de electricidad subieron de forma generalizada. También registraron subidas el gas y Brent a raíz del buque encallado en el canal de Suez.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar, aumentó en todos los mercados durante la semana que comenzó el 22 de marzo en comparación con la semana anterior, excepto en el mercado portugués en el que se redujo un 7,6%. En el mercado alemán la producción solar fue un 50% mayor, mientras que en el francés y el italiano el crecimiento fue de un 36% y un 18% respectivamente. En el mercado español también creció la producción solar, que en este caso incluye a la fotovoltaica y la solar térmica, aunque sólo un 2,0%
Para la semana que comenzó el lunes 29 de marzo, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma disminuirá en el mercado español y en el mercado italiano. Por el contrario se prevé un aumento de la producción con esta tecnología en el mercado alemán.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Por el contrario, durante la cuarta semana de marzo, la producción eólica cayó en comparación con la semana precedente en casi todos los mercados analizados en AleaSoft. En la península ibérica la producción con esta tecnología se redujo un 64%, mientras que en el mercado francés cayó un 40% y en el mercado alemán un 1,7%. La excepción fue el mercado italiano en el que se registró un aumento de un 12%.
Para la semana que comenzó el 29 de marzo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que aumentará respecto a la de la tercera semana de marzo en todos los mercados analizados en AleaSoft, excepto en el mercado italiano en el que se prevé una reducción de la producción con esta tecnología.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica cayó de forma generalizada en todos los mercados de Europa en la semana del 22 de marzo respecto a la semana anterior. Uno de los principales motivos de esta disminución fue el ascenso de más de 2,0 °C de las temperaturas medias en la mayoría de los mercados. En Francia y Gran Bretaña se registraron las mayores caídas de demanda, que fueron superiores al 8,0% en ambos territorios.
Para la semana del 29 de marzo, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la misma continuará disminuyendo en la mayoría de mercados de Europa. Se espera un aumento de las temperaturas medias y una disminución de la actividad laboral por las festividades asociadas a la Semana Santa en algunos mercados, que contribuirán a esta disminución.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 22 de marzo, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft descendieron respecto a los de la semana anterior. Sin embargo, en el mercado MIBEL de España y Portugal hubo importantes subidas de precios, del 83% y el 82% respectivamente. Los precios también subieron en el mercado IPEX de Italia, pero en este caso solo un 1,4%. Por otra parte, la mayor caída de precios, del 21%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguida por la del mercado N2EX del Reino Unido, del 17%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 3% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 14% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En la cuarta semana de marzo, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado IPEX, de 62,76 €/MWh, seguido por el del mercado británico, de 57,12 €/MWh. Mientras que el menor promedio fue el del mercado nórdico, de 30,81 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 46,70 €/MWh del mercado de los Países Bajos y los 55,92 €/MWh del mercado español.
Por otra parte, el sábado 27 de marzo se alcanzaron precios horarios negativos en el los mercados de Alemania, Bélgica y los Países Bajos. El domingo 28 de marzo, además de en estos mercados, también hubo precios horarios negativos en Francia. El precio más bajo, de ‑57,63 €/MWh, se alcanzó en la hora 13 del sábado 27 de marzo en el mercado belga. Este precio horario es el más bajo del mercado belga desde abril de 2020.
Durante la cuarta semana de marzo, el descenso generalizado de la demanda y el incremento de la producción solar en casi todos los mercados eléctricos europeos permitieron el descenso de los precios en la mayoría de mercados. El ligero descenso de los precios del CO~2~ también contribuyó a esta tendencia. Sin embargo, la importante caída de la producción eólica en la península ibérica favoreció la subida de precios en el mercado MIBEL.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 29 de marzo se producirán descensos de precios generalizados gracias a la recuperación de la producción eólica en la mayoría de los mercados y al descenso de la demanda eléctrica debido al incremento de las temperaturas y al descenso de la laboralidad durante la Semana Santa.
Futuros de electricidad
Al cierre de la cuarta semana de marzo, en la sesión del viernes 26, los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre de 2021 registraron una subida generalizada respecto al mismo día de la semana anterior, el viernes 19. El mercado NASDAQ y el mercado ICE, ambos de los países nórdicos, fueron los que lideraron las subidas con un incremento del 11%, tras subir más de 3 €/MWh, con lo cual lideran también las estadísticas en términos absolutos. El mercado EEX de España fue el de menor variación, con una subida del 1,4%. En el resto de mercados los incrementos se situaron entre el 2,3% del mercado OMIP de España y Portugal y el 5,1% del mercado ICE de Bélgica.
Algo similar, pero en menor escala, ocurrió para el producto del próximo año 2022 en todos los mercados de futuros de electricidad europeos analizados en AleaSoft. El mercado NASDAQ de los países nórdicos registró el mayor incremento, con 1,5% de subida, seguido muy de cerca por el mercado EEX de Alemania, con un 1,4%. El mercado de menor variación en este producto fue el EEX de Francia, con un 0,2% y en general en el resto de mercados las subidas estuvieron entre el 0,6% y el 1,3%.
Brent, combustibles y CO~2~
Durante la cuarta semana de marzo, los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de mayo de 2021 en el mercado ICE oscilaron entre los 64,62 $/bbl del 22 de marzo y los 60,79 $/bbl del 23 de marzo. La mayor variación diaria, del 6%, se produjo el miércoles 24 de marzo, influenciada por los temores sobre problemas en los niveles de suministro. El pasado martes 23 de marzo el canal de Suez quedó bloqueado debido a un gran buque que quedó encallado. Esto generó incertidumbre sobre posibles retrasos en las entregas de combustibles fósiles, como petróleo o gas, transportados por vía marítima. El 29 de marzo se consiguió reflotar parcialmente el buque y, según las autoridades responsables, se espera que los trabajos para restablecer el tráfico en el canal finalicen ese día.
Por otra parte, el 1 de abril está programada la próxima reunión de la OPEP+ para acordar sus niveles de producción a partir de mayo, la cual también ejercerá su influencia sobre la evolución de los precios en los próximos días.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de abril de 2021, la cuarta semana de marzo siguieron una tendencia en general ascendente. Como consecuencia, el precio de cierre del viernes 26 de marzo fue de 18,70 €/MWh, un 8,3% mayor que el del viernes anterior y el más alto desde la primera mitad de enero.
Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO~2~ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, el lunes 22 de marzo alcanzaron el precio de cierre máximo semanal de 42,84 €/t. Sin embargo, durante la cuarta semana de marzo, hubo descensos de precios que permitieron registrar un precio de cierre de 40,35 €/t el jueves 25 de marzo, el cual fue un 4,9% inferior al del jueves anterior. En cambio, el viernes 26 de marzo los precios se recuperaron hasta los 41,73 €/t.
La importancia de las previsiones de corto plazo
A la hora de realizar las ofertas para los mercados diario, intradiarios y de ajuste, es necesario contar con previsiones de precios de mercados eléctricos, para, a partir de los precios esperados, optimizar las ofertas con el objetivo de maximizar los beneficios. Estas previsiones también son útiles para planificar tanto la producción industrial como la generación eléctrica de las tecnologías gestionables, así como el almacenamiento con baterías. Las previsiones de precios de corto plazo tienen en cuenta el comportamiento del mercado durante los últimos días y utilizan como input, entre muchas otras, las previsiones de demanda y de producción por tecnologías, entre ellas la eólica y la solar, las cuales se generan teniendo en cuenta previsiones meteorológicas actualizadas. El comportamiento previsto en períodos como la Semana Santa y la Navidad es otro de los elementos que se tienen en cuenta al realizar estas previsiones.
Tener una visión global de las variables de los mercados de electricidad spot, de futuros, los mercados de combustibles y de derechos de emisión de CO~2~ es necesario para entender la dinámica de los mismos y detectar causalidades en distintos períodos. La Plataforma AleaApp es una herramienta que aglutina los datos de los principales mercados de energía y de otras variables como los datos macroeconómicos e incluye diversas opciones para facilitar el análisis de la información y ayudar a la digitalización de las empresas, proporcionando una fuente centralizada de datos de los mercados de energía.
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