¿Por qué sube de nuevo el precio de la electricidad?

En la segunda semana de octubre los precios de los mercados eléctricos europeos subieron. Algunos precios horarios fueron mayores a 200 €/MWh, algo que también sucedió el lunes 16. La subida estuvo favorecida por el aumento de los precios del gas y el CO~2~, que registraron el mayor valor desde febrero y agosto, respectivamente. El aumento de la demanda y el descenso de la producción solar también propiciaron el aumento de los precios, mientras que la eólica ayudó a que los precios bajaran durante algunos días.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica

En la semana del 9 de octubre, la producción solar disminuyó respecto a la semana anterior en los principales mercados eléctricos europeos. La mayor caída, del 23%, se registró en el mercado portugués. En el resto de los mercados, la caída de la producción solar osciló entre el 19% en Alemania y el 8,1% en Italia.

A pesar de la caída semanal de la producción solar relacionada con el cambio estacional, al comparar la producción solar fotovoltaica de la primera quincena de octubre de 2023 con la del mismo período de años anteriores, desde 2019, se batió el récord en todos los mercados analizados.

Durante la primera quincena de octubre de 2023, la mayor producción fotovoltaica se registró en el mercado alemán, de 2036 GWh, lo que supone un aumento del 5,4% en comparación con el mismo período de 2022 y del 62% en comparación con 2019. En España peninsular, la producción fotovoltaica de los primeros quince días de octubre de 2023 fue de 1613 GWh, lo que supone un aumento del 37% y del 286% en comparación con el mismo período de 2022 y 2019, respectivamente. La producción más baja, de 160 GWh, se registró en Portugal, pero aun así representó un aumento del 33% con respecto a 2022 y del 228% con respecto a 2019.

Para la semana del 16 de octubre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la producción solar disminuya en los mercados analizados.****

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.

Producción eólica

En el caso de la producción eólica, la semana del 9 de octubre trajo un incremento intersemanal en la mayoría de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting. El mayor aumento, del 51%, se registró en el mercado francés. En este mercado se generaron 261 GWh con energía eólica el viernes 13 de octubre, que es el mayor valor registrado desde principios de agosto. En el resto de los mercados el aumento osciló entre el 8,6% de Alemania y el 43% de Italia. Las excepciones fueron los mercados de la península ibérica, donde en conjunto la producción eólica cayó un 12% respecto a la semana anterior.

Para la semana del 16 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción con esta tecnología aumentará en todos de mercados analizados con la excepción de Alemania.

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

Demanda eléctrica

En la semana del 9 de octubre, la demanda eléctrica aumentó respecto a la semana anterior en la mayoría de los principales mercados europeos. Los incrementos oscilaron entre el 0,6% registrado en el mercado belga y el 6,2% del mercado alemán. En el caso de Alemania, la subida estuvo relacionada con la recuperación de la laboralidad después de que la semana anterior se celebrara el Día de la Unidad de Alemania el 3 de octubre. Algo similar sucedió en Portugal, donde se celebró el Día de la República de Portugal el 5 de octubre, lo que favoreció el incremento del 5,3% en la demanda de ese mercado en la segunda semana de octubre.

Por otra parte, la demanda disminuyó sólo en dos de los principales mercados eléctricos europeos. En España, la caída fue del 7,6%, y estuvo relacionada con la celebración de la Fiesta Nacional de España el jueves 12 de octubre. La demanda también cayó en el mercado francés, en este caso un 0,6%.

Durante el mismo período, las temperaturas medias cayeron en la mayoría de los mercados analizados, entre los 2,0°C de Gran Bretaña y los 0,1°C de Alemania e Italia. La excepción fue Francia, donde las temperaturas medias aumentaron 0,4°C respecto a la primera semana de octubre.

Para la semana del 16 de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda eléctrica aumente en la mayoría de los principales mercados europeos, con la excepción de Alemania.

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 9 de octubre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting subieron respecto a la semana anterior. La mayor subida porcentual de precios, del 70%, se alcanzó en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, mientras que el menor incremento, del 1,7%, se registró en el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 5,0% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 20% del mercado IPEX de Italia.

En la segunda semana de octubre, los promedios semanales fueron inferiores a 95 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron los mercados español, italiano y portugués. En el mercado italiano se alcanzó el promedio más elevado, de 145,30 €/MWh. En el caso del mercado MIBEL de Portugal y España, los promedios fueron de 125,39 €/MWh y 125,41 €/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio más bajo, de 9,25 €/MWh, se alcanzó en el mercado nórdico. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 77,92 €/MWh del mercado alemán y los 90,55 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Pese a las subidas en los precios promedio semanales, en la segunda semana de octubre, se registraron precios horarios negativos en los mercados alemán, belga, británico, neerlandés y nórdico, influenciados por valores elevados de producción eólica. El precio horario más bajo, de ‑7,10 €/MWh, se alcanzó en el mercado neerlandés el domingo 15 de octubre, de 14:00 a 15:00.

Pero en la segunda semana de octubre también se registraron precios horarios por encima de los 200 €/MWh en diversas ocasiones en la mayoría de los mercados europeos analizados. Esto también ocurrió el lunes 16 de octubre en todos los mercados analizados, excepto en los mercados portugués y nórdico. Ese día, los mayores precios horarios se registraron de 19:00 a 20:00 CET. En los mercados alemán, belga, francés, italiano y neerlandés se alcanzó un precio de 240,00 €/MWh. En el caso de los mercados francés e italiano, este precio fue el más alto desde el 24 de agosto. Por otra parte, en el caso del mercado español, se alcanzó un precio horario de 220,00 €/MWh, el 16 de octubre de 19:00 a 20:00 CET, que fue el precio más alto desde finales de enero. Ese mismo día y hora, en el mercado británico también se alcanzó el precio horario más elevado desde enero, de 241,19 £/MWh.

Durante la semana del 9 de octubre, la subida del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO~2~, el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados y el descenso generalizado de la producción solar propiciaron la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos. En el caso del mercado MIBEL, la producción eólica en la península ibérica y la producción nuclear en España disminuyeron, contribuyendo al incremento de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la tercera semana de octubre los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando, influenciados por el descenso de la producción solar y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados. En el caso del mercado alemán, el descenso de la producción eólica también podría ejercer su influencia al alza sobre los precios.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.

Brent, combustibles y CO~2~

Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por encima de 85 $/bbl durante la segunda semana de octubre. El precio de cierre mínimo semanal, de 85,82 $/bbl, se registró el día 11 de octubre. Por otra parte, el precio de cierre máximo semanal, de 90,89 $/bbl, se alcanzó el viernes 13 de octubre. Este precio fue un 7,5% mayor al del viernes anterior.

En la segunda semana de octubre, la preocupación por las consecuencias del conflicto en Oriente Medio sobre el suministro de petróleo y las previsiones de crecimiento de la demanda mundial de crudo de la OPEP ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, los datos mostraron un incremento en las reservas de crudo de Estados Unidos que ejerció cierta presión a la baja. Por otra parte, en la segunda mitad de la semana, Estados Unidos empezó a imponer sanciones a los propietarios de buques petroleros que transportan petróleo ruso a un precio mayor al máximo impuesto por el G7, lo cual también podría tener consecuencias sobre el suministro.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, estos aumentaron durante la segunda semana de octubre. El lunes 9 de octubre se alcanzó el precio de cierre mínimo semanal, de 43,95 €/MWh. Este precio ya fue un 12% mayor al del lunes anterior. El precio de cierre máximo semanal, de 53,98 €/MWh, se alcanzó el viernes 13 de octubre. Este precio fue un 41% mayor al del viernes anterior y el más alto desde mediados de febrero.

En la segunda semana de octubre, los precios se vieron influenciados al alza por la preocupación por el suministro debido a la inestabilidad en Oriente Medio, al conflicto laboral en plantas exportadoras de gas natural licuado australianas y a la fuga en un gaseoducto en el mar Báltico. Además, el pronóstico de temperaturas más bajas en Europa también contribuyó a los incrementos de precios, ya que éstas favorecerían un incremento de la demanda de gas para calefacción.

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 2023, durante la segunda semana de octubre se mantuvieron por encima de 80 €/t. El precio de cierre mínimo semanal, de 81,75 €/t, se registró el lunes 9 de octubre y fue un 1,2% mayor al del lunes anterior. Posteriormente, se registraron aumentos de precios que condujeron a que el precio de cierre máximo semanal, de 85,95 €/t, se alcanzara el viernes 13 de octubre. Este precio fue un 6,8% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más alto desde finales de agosto.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.

Análisis sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación y valoración de proyectos renovables

Este jueves, 19 de octubre, a las 12:00 CET, se celebrará un nuevo webinar de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. En esta ocasión, se analizarán las perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2023‑2024. Además, en el webinar se abordarán la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones de precios de mercado en las auditorías y la valoración de carteras. Para tratar estos temas, ponentes de Deloitte participarán por cuarta vez en el webinar de octubre.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.