En la semana que dio cierre a septiembre e inicio a octubre volvieron a registrarse récords del gas y CO2, propiciando que en algunos mercados eléctricos se alcanzaran máximos históricos horarios o diarios y que los futuros de electricidad subieran en la mayoría de los casos. Sin embargo el aumento de la producción eólica propició que los precios bajaran en varios mercados spot e incluso llegaron a registrarse precios negativos en algunas horas del fin de semana. La demanda subió en la mayoría de mercados.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó un 12% en la península ibérica durante la semana del 27 de septiembre en comparación con la semana precedente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting la producción se redujo entre un 4,8% y un 18%.
Para la semana del 4 al 10 de octubre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a una disminución en los mercados de Italia, Alemania y España.
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.
Durante la última semana de septiembre, la producción eólica aumentó un 185% en el mercado francés y un 68% en el mercado alemán en comparación con la semana anterior. En los mercados de Italia, España y Portugal la producción con esta tecnología cayó entre un 24% y un 25%. En el caso del mercado ibérico, aunque en el conjunto de la semana la producción eólica disminuyó, el fin de semana aumentó de forma considerable. El promedio de la producción del sábado y domingo fue un 153% superior al promedio registrado entre el lunes y viernes de esa semana.
Para la semana que comenzó el 4 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la misma aumentará en el mercado italiano y en el mercado español, mientras que se espera que sea menor en los mercados de Alemania, Portugal y Francia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 27 de septiembre, la demanda eléctrica se recuperó respecto a la semana anterior en la mayoría de los mercados eléctricos de Europa. Los mercados de Bélgica, Francia, Gran Bretaña y Alemania registraron incrementos entre un 1,7% y 2,5%. En los mercados de la península ibérica y Países Bajos hubo subidas inferiores al 1,0%. Por otro lado, en el mercado italiano se registró un descenso del 0,5%.
Para la semana del 4 de octubre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican que habrá descensos en los mercados de Alemania y España, mientras que se registrarán incrementos en mercados como Francia, Portugal y Gran Bretaña.
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 27 de septiembre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron. Las excepciones fueron el mercado IPEX de Italia, con una subida del 16%, y el mercado MIBEL de España y Portugal, con aumentos del 7,9% y el 7,7% respectivamente. Por otro parte, las mayores caídas de precios fueron las del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 22%, y la del mercado EPEX SPOT de Bélgica, del 21%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 3,9% del mercado N2EX del Reino Unido y el 13% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En la última semana de septiembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado IPEX, de 200,22 €/MWh, seguido por el del mercado N2EX, de 184,21 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 66,14 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 112,79 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 176,91 €/MWh del mercado MIBEL.
El domingo 3 de octubre se registraron los precios diarios más bajos de la semana en casi todos los mercados analizados. El precio más bajo fue el del mercado Nord Pool, de 20,68 €/MWh. En los mercados alemán, belga y francés los precios fueron de 40,96 €/MWh, 64,29 €/MWh y 64,53 €/MWh respectivamente, mientras que en el resto de los mercados los precios se mantuvieron por encima de los 100 €/MWh. Por otra parte, el precio diario más elevado de la semana, de 227,13 €/MWh, se alcanzó el sábado 2 de octubre en el mercado italiano, el cual fue el más alto de este mercado al menos desde enero de 2005. El día anterior, 1 de octubre, el mayor precio se registró en el mercado MIBEL de España y Portugal. En este mercado se alcanzó un precio diario de 216,01 €/MWh, el precio máximo de su historia hasta el momento.
Por lo que respecta a los precios horarios, el 2 y el 3 de octubre se registraron precios horarios negativos en el mercado belga. El domingo 3 de octubre también hubo precios negativos en los mercados de Alemania, Francia, los Países Bajos y los países nórdicos. En este último mercado no se registraban precios horarios negativos desde noviembre de 2020. Por otra parte, en el caso del mercado de los Países Bajos, ese mismo día 3 de octubre, se alcanzaron el segundo y el tercer precios horarios más altos al menos desde abril de 2011. Otros mercados europeos también alcanzaron precios horarios máximos en la semana del 27 de septiembre. El martes 28 de septiembre, en los mercados alemán y francés se alcanzó un precio horario de 237,01 €/MWh, el cual fue el más alto desde noviembre de 2008 en Alemania y desde noviembre de 2018 en Francia. El sábado 2 de octubre, en Italia se registró el mayor precio horario desde agosto de 2012, de 290,00 €/MWh. Mientras que en el mercado MIBEL se alcanzó el mayor precio horario de su historia, de 249,00 €/MWh, el lunes 4 de octubre.
Durante la última semana de septiembre, el incremento de la producción eólica en países como Alemania y Francia permitió que los precios descendieran, a pesar de que el contexto de precios altos del gas y CO2 se mantiene. En el mercado ibérico, aunque el descenso de la producción eólica en el conjunto de la semana favoreció la subida de los precios, el aumento de la producción con esta tecnología durante el fin de semana permitió que los precios bajaran respecto a los del resto de la semana. En Italia, además de disminuir la producción eólica, bajó la producción solar, registrándose en este mercado la mayor subida de precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 4 de octubre los precios podrían aumentar en la mayoría de los mercados, influenciados por el descenso de la producción eólica en países como Alemania, Francia y Portugal así como por los altos precios del gas y el CO2. También contribuirá a los incrementos de precios la reducción de la producción solar en el mercado alemán y español.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
En la última semana de septiembre los precios de cierre de los futuros de electricidad para el primer trimestre del próximo año registraron subidas entre las sesiones del 24 de septiembre y el 1 de octubre en la mayoría de mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron el mercado ICE y el mercado NASDAQ, ambos de los países nórdicos, donde se registraron bajadas del 17% y el 15% respectivamente. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 28% marcado por el mercado ICE de Reino Unido y Países Bajos y el 35% marcado por el mercado OMIP de España y Portugal. La mayor parte de los mercados europeos de futuros de electricidad comenzaron octubre con precios para el próximo trimestre por encima de los 200 €/MWh.
El panorama fue muy similar si se observa el comportamiento de los precios de los futuros de electricidad para el año 2022. La subida ocurrió en todos los mercados salvo en ICE y NASDAQ de los países nórdicos, donde se redujeron los precios de cierre de este producto entre las dos sesiones analizadas en un 11% en ambos mercados. En este caso el mercado EEX de España fue en el que se registró el mayor aumento, de un 27%, mientras que en el resto de mercados las subidas fueron superiores al 20%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el FrontMonth en el mercado ICE, la última semana de septiembre se mantuvieron por encima de los 78,50 $/bbl. El precio de cierre máximo de la semana, de 79,53 $/bbl, se alcanzó el lunes 27 de septiembre. Este precio fue un 7,6% superior al del lunes anterior y el más alto desde octubre de 2018.
La progresiva recuperación de la demanda continúa favoreciendo el aumento de los precios de los futuros de petróleo Brent. Esta se puede ver reforzada por los elevados precios del gas, ya que parte de las necesidades energéticas podrían pasar a cubrirse con derivados del petróleo. Por otra parte, la OPEP+ se reúne el 4 de octubre. Se espera que los resultados de esta reunión sobre una posible ampliación de los incrementos de producción planificados influyan en la evolución de los precios de los próximos días.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el FrontMonth, durante la última semana de septiembre aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 97,77 €/MWh el jueves 30 de septiembre. Este precio fue un 40% superior al del jueves anterior y el más alto de, al menos, los últimos ocho años. El viernes 1 de octubre el precio retrocedió un 4,2% hasta los 93,63 €/MWh. Pero en la sesión del lunes 4 de octubre, estos futuros se llegaron a negociar por encima de los 99 €/MWh.
El hecho de que Rusia no aproveche toda la capacidad disponible de los gaseoductos para suministrar gas a Europa en octubre mientras que los niveles de las reservas siguen bajos y la demanda en Asia continúa alta podría favorecer que los precios de los futuros de gas sigan aumentando.
Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, el lunes 27 de septiembre alcanzaron un nuevo máximo histórico de 64,37 €/t. El resto de la semana los precios fueron ligeramente inferiores. El jueves 30 de septiembre se registró el precio de cierre mínimo de la semana, de 61,74 €/t, el cual todavía fue un 2,0% mayor al del jueves anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
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