Los precios de los mercados eléctricos europeos continúan subiendo aunque con menos impulso

Los precios de los mercados eléctricos siguieron subiendo en la segunda semana de julio aunque con menos impulso del que habían tenido en semanas anteriores. Aún así en varios mercados se registraron máximos históricos. La disminución de la demanda y el aumento de la producción eólica favorecieron que los precios bajaran en algunos casos. Los precios del CO~2~, gas y Brent cayeron después de registrar máximos históricos el lunes para volver a subir el viernes, aunque sin alcanzar los valores récord.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

Durante la semana del 5 de julio la producción solar aumentó un 13% en el mercado francés y un 6,0% en el mercado italiano en comparación con la semana anterior. Por el contrario en los mercados de Alemania, España y Portugal la producción solar se redujo entre un 7,9% y un 9,6%.

Para la semana del 12 de julio las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma aumentará en el mercado de alemán, pero se espera una reducción en los mercados de España e Italia.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Durante la semana del 5 de julio la producción eólica aumentó un 62% en el mercado francés en comparación con la semana anterior. En la península ibérica la producción aumentó un 30% mientras que en el mercado alemán la subida fue del 13%. Sin embargo en el mercado italiano se registró una reducción de la producción con esa tecnología del 33%.

Para la semana del lunes 12 de julio las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la misma será mayor a la registrada la semana anterior en todos los mercados analizados por AleaSoft.

Demanda eléctrica

La demanda eléctrica descendió en la mayoría de mercados eléctricos europeos en la semana del 5 de julio respecto a la semana anterior. De forma general, las disminuciones registradas fueron inferiores al 1,5%. Los mercados de Bélgica, Gran Bretaña, Italia y Alemania registraron las caídas más notables, que estuvieron entre el 0,9% y el 1,2%. Por otra parte, el aumento de las temperaturas medias en Portugal y España, favoreció la subida de la demanda en alrededor de un 2,0% en estos mercados.

Se espera que la demanda se recupere en Gran Bretaña en la semana del 12 de julio respecto a la semana precedente y que en el resto de mercados de Europa se mantenga la misma tendencia que en la semana del 5 de julio, según las previsiones de demanda de AleaSoft.

Mercados eléctricos europeos

La semana del 5 de julio los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. Sin embargo, en el mercado IPEX de Italia los precios descendieron un 3,0% y en el mercado EPEX SPOT de Bélgica y de los Países Bajos hubo descensos del 2,8% y del 2,2% respectivamente, mientras que en el mercado francés no se registraron variaciones. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 8,8%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 1,1%.

En la segunda semana de julio el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 109,13 €/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX, de 100,45 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 56,58 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 86,27 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgica y los 93,51 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.

Durante la segunda semana de julio, los precios diarios superaron los 105 €/MWh todos los días en el mercado británico, del 6 al 8 de julio en el mercado italiano y el 8 de julio en el mercado alemán. En el caso del mercado IPEX, el día 7 de julio se alcanzó un precio de 112,73 €/MWh, que fue el más alto de este mercado desde julio de 2015. En el mercado alemán, el precio del jueves 8 de julio, de 109,04 €/MWh fue el más elevado desde octubre de 2008.

Por otra parte, pese a que sus precios diarios no alcanzaron los 100 €/MWh, también se registraron records en los mercados de Bélgica, Francia y los Países Bajos. En los dos primeros, con precios de 98,16 €/MWh y 98,10 €/MWh respectivamente, el 7 de julio se alcanzaron los precios más altos desde noviembre de 2018. En el caso de los Países Bajos, el día 8 de julio, se registró un precio diario de 96,04 €/MWh, el más elevado desde febrero de 2012.

Durante la segunda semana de julio, el descenso de la demanda y la recuperación de la producción eólica en la mayoría de los mercados contribuyeron a que en algunos mercados eléctricos europeos los precios llegasen a descender a pesar de los precios del CO~2~ y gas continúan altos. Sin embargo, el descenso puntual de la producción eólica diaria favoreció los precios diarios récord alcanzados en países como Alemania e Italia.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 12 de julio los precios podrían descender en la mayoría de los mercados europeos, favorecidos por el incremento generalizado de la producción eólica en Europa.

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad para el último trimestre de 2021 tuvieron un comportamiento heterogéneo en los mercados europeos si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 2 y 9 de julio. Por una parte, en el mercado EEX de Alemania, Francia, España e Italia; el mercado OMIP de España y Portugal y el mercado ICE de Países Bajos se redujeron los precios. Las bajadas registradas en estos mercados se sitúan entre el 1,0% y el 2,9%. Por otra parte, en el mercado EEX de Reino Unido, el mercado ICE de Reino Unido, Bélgica y los países nórdicos, así como en el mercado NASDAQ de los países nórdicos, los precios registraron subidas, que se encuentran en su mayoría entre el 0,2% y el 1,2%. La excepción es el área nórdica, donde las subidas en el mercado ICE y NASDAQ fueron del 12% y 13% respectivamente.

En cuanto a los futuros de electricidad para el próximo año, el comportamiento también fue dispar. Los precios solo aumentaron en los mercados de los países nórdicos, tanto en ICE como en NASDAQ, así como en los mercados de Reino Unido, tanto en EEX como en ICE, con subidas de entre el 0,3% y el 6,1%. El mercado OMIP de España y Portugal terminó la semana con el mismo precio de cierre de la semana anterior para este producto en ambos países. En el resto de mercados analizados en AleaSoft se registraron bajadas de entre el 0,4% y el 2,2%.

Brent, combustibles y CO~2~

El lunes 5 de julio, los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2021 en el mercado ICE registraron un precio de cierre de 77,16 $/bbl. Este precio fue un 4,1% mayor al del lunes anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, el martes y el miércoles se produjeron descensos de precios, siendo el precio de cierre del miércoles de 73,43 $/bbl. En las últimas sesiones de la semana, los precios se recuperaron hasta alcanzar un precio de cierre de 75,55 $/bbl el viernes 9 de julio.

La falta de un acuerdo sobre el incremento de las cuotas de producción de la OPEP+ ejerció su influencia sobre la evolución de los precios durante la segunda semana de julio. La incertidumbre sobre el posible incremento de los niveles de producción en agosto se mantendrá mientras continúen las negociaciones sobre la asignación de las cuotas de producción entre los países miembros de la OPEP+. En el caso de que no se alcanzase un acuerdo sobre el incremento de producción, en agosto se mantendrían los actuales niveles, los cuales favorecerían el incremento de los precios si la demanda sigue recuperándose. Sin embargo, también existe preocupación por la expansión de la variante delta del coronavirus, la cual está causando nuevas restricciones de movilidad.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2021, el lunes 5 de julio alcanzaron un precio de cierre de 37,94 €/MWh. Este precio fue un 18% superior al del lunes anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, el martes y el miércoles los precios descendieron bruscamente hasta los 32,34 €/MWh. Posteriormente, los precios se recuperaron y el precio de cierre del viernes 9 de julio fue de 36,63 €/MWh.

Por lo que respecta a los precios 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 5 julio alcanzaron un precio de cierre de 57,87 €/t. Este precio fue un 4,3% mayor al del lunes anterior y el más alto del último año. Sin embargo, el martes los precios iniciaron una tendencia descendente hasta alcanzar un precio de cierre de 52,35 €/t el jueves 8 de julio. Este precio fue un 9,2% inferior al del mismo día de la semana anterior y el más bajo de las últimas tres semanas. El viernes el precio volvió aumentar y el precio de cierre fue de 54,25 €/t, todavía un 5,4% menor al del viernes anterior.

El día 14 de julio la Comisión Europea hará pública su propuesta para cumplir los nuevos objetivos de reducción de emisiones para 2030. Esta podría suponer el fin de la asignación gratuita de derechos de emisión a determinados sectores a partir de 2023. Esta propuesta podría favorecer nuevos incrementos de precios en la tercera semana de julio.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa

El próximo jueves 15 de julio se realizará el webinar de AleaSoft “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Mercados eléctricos europeos: cierre semestral. Visión de futuro: hidrógeno verde”. En el encuentro se realizará el análisis del comportamiento de los mercados eléctricos europeos durante el primer semestre de 2021, un período que estuvo marcado por el aumento de los precios del CO~2~ y el gas. El análisis abarcará los mercados que habitualmente se analizan en los webinars mensuales de AleaSoft, pero también otros mercados que pueden presentar oportunidades para los agentes del sector como los de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia. Además se expondrán las perspectivas de los mercados de energía en el segundo semestre de 2021 y la visión de futuro de AleaSoft sobre el papel que tendrá el hidrógeno verde en la transición energética. Los ponentes serán los doctores Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling y Antonio Delgado Rigal, CEO, ambos de AleaSoft.

Teniendo en cuenta el aumento de los precios del CO~2~ y el gas, en AleaSoft se están realizando promociones especiales de los servicios de previsiones de precios de largo plazo, imprescindibles para la financiación de proyectos de energías renovables, y de los de corto y medio plazo, necesarios en la explotación de parques eólicos y fotovoltaicos y en la gestión de la energía de comercializadoras, grandes consumidores, utilities y traders.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.