AleaSoft: Los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron en el inicio de la primavera

Foto de Mercados europeos de electricidad

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La semana del 21 de marzo culminó con un aumento generalizado de la producción solar en comparación con la semana precedente. En el mercado francés la producción fue casi el doble que la de la semana del 14 de marzo, mientras que en la península ibérica aumentó un 69% y en el mercado alemán un 60%, una vez corregido el efecto del cambio de hora. El menor incremento se registró en el mercado italiano, que fue del 48%.

Para la semana que comenzó el 28 de marzo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una reducción en la producción de los mercados de España, Alemania e Italia.

Contrario al comportamiento de la producción solar registrada, en la penúltima semana de marzo la producción eólica cayó en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting en comparación con la semana anterior. El mayor descenso se produjo en el mercado alemán, el cual fue de un 63% corrigiendo el efecto del cambio de hora. En el resto de los mercados analizados, la reducción fue de entre el 7,4% del mercado italiano y el 29% del mercado francés.

Para la última semana de marzo, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la producción con esta tecnología en los mercados de Alemania, Italia y Francia. Por el contrario se espera una reducción en los mercados de España y Portugal.

Demanda eléctrica

Durante la semana del 21 de marzo, la demanda eléctrica descendió en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting con respecto a la semana que la precedió. Corrigiendo el efecto del día de cambio de hora, la mayor variación, por segunda semana consecutiva, se registró en el mercado francés con una caída del 8,6%, seguida por las bajadas del 3,9%, 3,7% y 3,4% de los mercados de Gran Bretaña, Alemania y Países Bajos, respectivamente. En los mercados de Portugal e Italia las bajadas fueron del 2,1% en cada caso, mientras que en el mercado de Bélgica fue del 1,3%. La menor variación de la demanda se registró en el mercado español, con una bajada del 1,0%. Desde la semana del 24 de enero la demanda de este mercado se ha mantenido con una tendencia descendente durante nueve semanas consecutivas. Los descensos de la demanda en la mayoría de los mercados estuvieron favorecidos por unas temperaturas menos frías durante este período.

Para la última semana de marzo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican una recuperación en la mayoría de los mercados analizados como consecuencia de temperaturas más frías que las registradas durante la semana precedente.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 21 de marzo, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Alemania y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con subidas de precios del 6,2% y del 7,5% respectivamente. Por otra parte, la mayor bajada de precios fue la del mercado IPEX de Italia, del 11%. En cambio, los menores descensos fueron los del mercado MIBEL de España y Portugal, del 1,7% y el 1,8% respectivamente. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 2,0% del mercado neerlandés y el 6,1% del mercado francés.

En la cuarta semana de marzo, los precios promedio fueron inferiores a 250 €/MWh en todos los mercados eléctricos analizados, aunque en casi todos los casos superaron los 215 €/MWh. La excepción fue el mercado Nord Pool con un promedio semanal de 136,47 €/MWh. Por otra parte, el promedio más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, que alcanzó un valor de 246,07 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 219,52 €/MWh del mercado belga y los 241,27 €/MWh del mercado italiano.

Por lo que respecta a los precios horarios, el sábado 26 de marzo, hubo precios negativos durante cuatro horas en el mercado belga y durante una hora en el mercado de los Países Bajos. El precio más bajo, de ‑41,12 €/MWh, se registró en el mercado belga de 12:00 a 13:00. Por otra parte, en el mercado italiano, el día 27 de marzo, a las 13:00, se registró un precio de 93,99 €/MWh, el más bajo desde la madrugada del 5 de enero.

Durante la semana del 21 de marzo, el descenso de los precios del gas favoreció la disminución de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, la bajada generalizada de la demanda y el incremento de la producción solar también contribuyeron a los descensos de precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que la semana del 28 de marzo los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos podrían aumentar. Sin embargo, los precios podrían descender en Alemania, donde se espera un incremento de la producción eólica.

Futuros de electricidad

Tras la tercera semana de marzo, los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre subieron en la mayoría de los mercados europeos al comparar las sesiones del 18 y el 25 de marzo. Las excepciones fueron Reino Unido y Bélgica. En el mercado EEX británico los precios bajaron un 3,4% mientras que en el mercado ICE de Reino Unido y Bélgica se registraron descensos del 4,1% y el 0,6% respectivamente. En el resto de mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting los precios subieron. Las subidas se situaron entre el 0,8% del mercado EEX alemán y el 19% del mercado NASDAQ de los países nórdicos. En el caso español los incrementos fueron del 5,2% en el mercado OMIP y del 8,7% en el mercado EEX, cerrando la sesión del 25 de marzo con precios de 235,00 €/MWh y 242,67 €/MWh respectivamente.

Los futuros de electricidad para el producto del año 2023 registraron una subida generalizada. Los futuros de España mostraron un aumento del 5,7% en el mercado OMIP y de un 6,8% en el mercado EEX, tras cerrar la sesión del pasado viernes 25 de marzo con precios de 133,50 €/MWh y 133,45 €/MWh respectivamente. El mercado EEX de Reino Unido registró el aumento de precios más discreto, de un 0,3%. En el otro extremo, en el mercado NASDAQ de los países nórdicos el incremento de precios alcanzó el 8,2%. Este aumento fue el mayor en términos porcentuales, debido en parte al precio relativamente más bajo de este mercado. Si se atiende a las variaciones absolutas, la mayor subida ocurrió en el mercado ICE de Bélgica, con un incremento de 11,39 €/MWh.

Brent, combustibles y CO2

Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, durante la cuarta semana de marzo registraron precios de cierre superiores a los de los mismos días de la semana anterior. El martes 22 de marzo, se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 115,48 $/bbl, el cual fue un 16% mayor al del martes anterior. Mientras que el precio de cierre máximo de la semana, de 121,60 $/bbl, se alcanzó el miércoles 23 de marzo y fue un 24% mayor al del miércoles anterior. En la última sesión de la semana, el precio de cierre fue de 120,65 $/bbl, todavía un 12% mayor al del viernes anterior. Sin embargo, el lunes 28 de marzo los precios de estos futuros se negociaron por debajo de los 120 $/bbl, influenciados por las noticias sobre el confinamiento de Shanghái debido al incremento de casos de coronavirus. Por otra parte, la próxima reunión de la OPEP+ está prevista para el jueves 31 de marzo. En esta reunión se han de tratar los incrementos de producción para el mes de mayo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 21 de marzo registraron un precio de cierre de 96,30 €/MWh, un 8,3% menor al de la última sesión de la semana anterior. Pero el martes los precios empezaron a recuperarse y el miércoles se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana de 117,00 €/MWh. Este precio fue un 14% mayor al del miércoles anterior. Esta subida estuvo influenciada por el anuncio del presidente ruso de su intención de obligar a pagar las exportaciones de gas a determinados países, incluida la Unión Europea, en rublos. Posteriormente, los precios volvieron a descender hasta registrar un precio de cierre de 101,27 €/MWh el viernes 25 de marzo. Este día se anunció el compromiso de Estados Unidos de incrementar su suministro de gas a Europa.

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 2022, en la cuarta semana de marzo, continuaron con valores alrededor de 78,50 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 80,66 €/t, se alcanzó el martes 22 de marzo. Este precio fue un 4,2% mayor al del martes anterior y el más alto desde final de febrero.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de proyectos renovables

En AleaSoft Energy Forecasting se están actualizando los informes de previsiones de curvas de precios de los mercados eléctricos europeos de largo plazo correspondientes al segundo trimestre de 2022. Estas previsiones tendrán en cuenta los acontecimientos más recientes como las consecuencias de la invasión rusa a Ucrania y sus efectos en las perspectivas en el corto, medio y largo plazo.

El análisis de los efectos de la invasión a Ucrania en los mercados de energía europeos será uno de los temas a tratar en el próximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting, que se realizará el 21 de abril. En este webinar también se analizará un aspecto clave del futuro: el almacenamiento energético, el cual jugará un papel fundamental durante la transición energética. Para ello, se contará con la participación de ponentes invitados de ASEALEN, la Asociación Española de Almacenamiento de Energía.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-europeos-bajaron-inicio-primavera/

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