En la tercera semana de junio los precios de los mercados eléctricos europeos continuarán subiendo, como ya sucedió la semana anterior en la mayoría de los mercados. El descenso de la producción eólica será la causa de la subida, además de la recuperación paulatina de la demanda. En la segunda semana de junio en algunos mercados los precios bajaron, como en MIBEL y Nord Pool. En este último el sábado 13 de junio se alcanzó el precio diario más bajo de los últimos nueve años, de 1,48 €/MWh.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La producción solar de la semana que terminó el domingo 14 de junio fue un 17% más baja en el mercado alemán en comparación con la primera semana de junio. En el mercado francés disminuyó un 5,8% y en el mercado italiano un 3,9%. Por el contrario, en Portugal y España la semana finalizó con un incremento en esta producción renovable del 16% y el 10% respectivamente.

En el análisis interanual, durante los 14 días transcurridos de junio la producción solar disminuyó un 14% en el mercado alemán, mientras que en el francés y el italiano se mantuvo con poca variación, inferior al 1%. Por el contrario, en la península ibérica la producción durante este período fue un 29% mayor que la del mismo período de 2019.

Para esta semana las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso de la producción solar en el mercado español, mientras que para Alemania e Italia se espera una recuperación.

Durante la segunda semana de junio también aumentó la producción eólica en la península ibérica, un 74% en el mercado portugués y un 44% en el mercado español en comparación con la semana anterior. Por el contrario en Alemania, Francia e Italia la generación eólica disminuyó en un 32%, un 23% y un 6,4% respectivamente.

En lo que va de mes de junio la producción eólica fue un 21% y un 3,7% más baja en los mercados de Portugal y Alemania respectivamente, en comparación con los mismos días de junio de 2019. En el extremo opuesto, la producción con esta tecnología aumentó en el mercado italiano un 97%, en el mercado español un 12% y en el mercado francés un 3,6%.

Para esta semana las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican una reducción en la producción eólica en todos los mercados europeos analizados.

Demanda eléctrica

La demanda eléctrica mostró signos de recuperación durante la semana pasada del 8 de junio, a la par que se suavizaban las medidas de confinamiento en los países europeos. Este factor, combinado con el efecto del festivo del 1 de junio, Lunes de Pentecostés, fueron las principales causas de las subidas en Francia, Bélgica y Países Bajos. Los ascensos fueron de más del 3% respecto a la semana del 1 de junio en Francia, Italia, Gran Bretaña, Bélgica y Países Bajos. En Francia se incrementó en un 3,7%. En el caso de Italia, el festivo por el Día de la República de Italia, celebrado el pasado 2 de junio, propició la subida de la demanda en un 6,1%. Gran Bretaña relajó algunas medidas de movilidad en las últimas dos semanas, lo que contribuyó a que la demanda eléctrica se recuperara por segunda semana consecutiva, alcanzando un ascenso del 5,0%. El incremento en el mercado belga fue del 4,9% respecto a la primera semana de junio, debido al festivo del 1 de junio y a la entrada en la fase 3 de recuperación que comenzó el lunes 8 de junio.

Por otro lado, en Alemania y Portugal la demanda eléctrica sufrió caídas del 1,3% y 6,2% respectivamente, a causa del efecto del festivo del Corpus Christi celebrado el jueves 11 de junio pasado.

En los observatorios de los mercados eléctricos, creados por AleaSoft, se puede analizar la evolución de la demanda eléctrica durante las últimas semanas. Los datos de los mercados eléctricos de Europa son actualizados diariamente.

Las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft indican que esta semana la demanda eléctrica superará a la de la semana pasada en gran parte de Europa, a partir de la retirada de las restricciones de movilidad en el espacio Schengen por parte de la Unión Europea, desde este lunes 15 de junio. En particular, se notarán las subidas en países que finalizaron los controles en las fronteras internas de Europa, como Alemania, Francia y Bélgica. En España este efecto será más visible cuando reabra sus fronteras con otros países Schengen el próximo domingo 21 de junio, y más aún a partir del 1 de julio cuando se abrirán las fronteras con Portugal.

Mercados eléctricos europeos

La semana del 8 de junio, los precios aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados respecto a los de la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado MIBEL de España y Portugal, con descensos del 7,9%, el 11% y el 12% respectivamente. El mercado con la mayor subida de precios, del 45%, fue el mercado EPEX SPOT de Francia, seguido por el mercado EPEX SPOT de Bélgica y de los Países Bajos con incrementos del 42% y el 34% respectivamente. Mientras que el mercado donde el precio subió menos, un 20%, fue el mercado N2EX de Gran Bretaña.

El mercado con el precio promedio más bajo durante la pasada semana, de 2,88 €/MWh, fue otra vez el mercado Nord Pool. Mientras que el mercado con el precio promedio más elevado, de 31,23 €/MWh, fue el mercado N2EX, seguido por el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, con 26,42 €/MWh. En el resto de los mercados se alcanzaron precios promedio entre los 24,83 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 26,34 €/MWh del mercado IPEX de Italia.

La semana del 8 de junio, el descenso de la producción renovable en Europa permitió que los precios se incrementaran en la mayoría de los mercados eléctricos. Las excepciones fueron los mercados MIBEL y Nord Pool. En el caso del mercado MIBEL, la producción solar y, especialmente la eólica aumentaron en la Península Ibérica, lo que permitió el descenso de precios en España y Portugal. En el caso del mercado Nord Pool, la elevada producción hidroeléctrica, debido al deshielo, favoreció la bajada de los precios. En este mercado, el pasado sábado 13 de junio, se alcanzó el precio promedio más bajo de los últimos nueve años, de 1,48 €/MWh.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que esta semana del 15 de junio se alcanzarán precios superiores a los de la semana pasada en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, incluido el mercado MIBEL, debido al descenso generalizado de la producción eólica en Europa y la recuperación paulatina de la demanda eléctrica en la medida en que se suavizan las medidas tomadas para combatir la COVID19.

Futuros de electricidad

Entre las sesiones del 5 y el 12 de junio, los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron bajadas en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft. Las excepciones fueron los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, que registraron incrementos en los precios en torno al 17% en ambos casos. En cuanto a los descensos, el mercado OMIP de España y Portugal fue el de mayor variación, del 5,8% en ambos países, seguido de cerca por el mercado EEX de España con un 5,6% de diferencia entre los cierres de las dos semanas. El resto de los mercados tuvieron bajadas de entre el 4,7% y el 1,2%.

En los precios de los futuros de electricidad para el 2021 se tuvo un comportamiento similar a los del producto trimestral. Los precios bajaron en casi todos los mercados excepto en los nórdicos. En este caso, el mercado ICE de los Países Bajos fue el de mayor variación en los precios, con una reducción del 3,2% entre las sesiones del 5 de junio y del 12 de junio. Si bien el mercado ibérico encabezó las bajadas en el producto trimestral, en el caso del producto anual fue el que menor descenso registró en sus precios, con una caída del 1,5% tanto en España como en Portugal, seguido por la variación del mercado EEX de España, del 1,8%.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2020 en el mercado ICE, los primeros días de la semana del 8 de junio se mantuvieron por encima de los 40 $/bbl y fueron superiores a los de los mismos días de la primera semana de junio. Sin embargo, el jueves 11 de junio, se produjo un descenso del 7,6% respecto al día anterior. Ese día el precio de cierre fue de 38,55 $/bbl, el segundo más bajo en lo que va de mes, después del registrado el día 1 de junio. El viernes hubo una ligera recuperación, del 0,5%, hasta alcanzar un precio de cierre de 38,73 $/bbl, el cual todavía fue un 8,4% inferior al del mismo día de la semana anterior.

Los primeros días de la semana del 8 de junio, las noticias sobre el acuerdo según el cual la OPEP+ mantendría sus recortes de producción en julio, el aumento de los precios de venta oficiales de Arabia Saudí y los efectos de la tormenta tropical Cristóbal sobre la producción en el golfo de México contribuyeron a que los precios se mantuvieran por encima de los 40 $/bbl.

Sin embargo, los datos económicos negativos a nivel mundial y el aumento de las reservas de crudo de Estados Unidos ejercieron una influencia a la baja sobre los precios, devolviéndolos a los valores de principios de mes.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2020 los primeros días de la semana pasada descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo de la semana, de 4,80 €/MWh, el miércoles 10 de junio. Pero, el jueves y el viernes se invirtió esta tendencia. Como resultado, el viernes 12 de junio se registró un precio de cierre de 5,27 €/MWh, el más elevado de la semana, pero un 7,6% inferior al del viernes anterior.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, el martes de la semana pasada alcanzaron un precio índice de 5,14 €/MWh. Este precio fue un 50% mayor al del martes anterior y el más alto desde la primera mitad de mayo. Pero el miércoles y el jueves los precios descendieron hasta alcanzar el jueves 11 de junio un precio índice de 4,52 €/MWh, el más bajo de la semana y un 5,9% inferior al del jueves anterior. Los últimos días de la semana pasada, los precios se recuperaron y el precio índice del fin de semana fue de 4,89 €/MWh. Para este lunes 15 de junio, la recuperación continuó y el precio índice es de 5,01 €/MWh.

Por otra parte, los precios de cierre de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de julio de 2020, la segunda semana de junio descendieron desde los 47,15 $/t del lunes hasta los 44,65 $/t del jueves. El precio de cierre del jueves fue el más bajo en lo que va de mes. Pero el viernes los precios se recuperaron, cerrando en 45,50 $/t.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, la segunda semana de junio, los precios de cierre tomaron valores entre los 22,91 €/t del miércoles 10 de junio y los 22,00 €/t del viernes 12 de junio. Pese a que se registraron descensos la mayor parte de los días, el promedio semanal, de 22,48 €/t, fue superior al de la semana del 1 de junio, de 22,11 €/t.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus

El próximo 25 de junio AleaSoft impartirá la tercera parte del Webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa”. Los temas a tratar serán la evolución de los mercados de energía europeos y la financiación de proyectos de energías renovables durante la crisis del coronavirus. En la segunda hora se realizará una mesa de debate y preguntas en la que participarán los ponentes Pablo Otín, Director General y cofundador, en Powertis, Miguel Ángel Amores, Gerente de Energía Renovables, en Triodos Bank, Oriol Saltó, Director de Análisis de Datos y Modelización, en AleaSoft y Antonio Delgado Rigal, Director General y fundador, en AleaSoft.

El seguimiento de la evolución de los principales mercados de energía también se puede realizar en el observatorio de AleaSoft. Esta herramienta incluye información actualizada de la demanda, los precios y otras variables de los mercados que son visualizadas mediante gráficos comparativos de las últimas semanas.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.