En la cuarta semana de noviembre se registraron aumentos en los precios de los mercados spot y de futuros de electricidad europeos, así como del Brent, gas, carbón y CO2. En algunos casos se alcanzaron valores que no se veían desde hace algunos meses: en el carbón, desde enero, en el Brent, desde marzo, y en el CO2, desde septiembre. El gas volvió a superar los 14 €/MWh. Estas subidas, el descenso de la producción renovable y el aumento de la demanda ayudaron al aumento de precios de los mercados spot

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La producción solar descendió en todos los mercados analizados en AleaSoft durante la cuarta semana de noviembre respecto a la semana del 16 de noviembre. La península ibérica registró el mayor descenso, del 40%. En los mercados de Alemania y Francia la producción bajó un 23% y un 16% respectivamente. Por otra parte, el mercado italiano fue el de menor variación, con una disminución del 7,6%.

En el análisis interanual, del 1 al 29 de noviembre la producción solar aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft. En este período la generación con esta tecnología en la península ibérica fue un 56% superior a la registrada durante los mismos días de 2019. En el mercado francés la producción creció un 54%, mientras que en los mercados de Alemania e Italia los incrementos fueron del 46% y 45% respectivamente.

Para la primera semana de diciembre, las previsiones de AleaSoft indican que la producción solar aumentará en los mercados de Alemania y España con respecto a la última semana de noviembre. En el mercado italiano se espera un descenso de la producción con esta tecnología.

Durante la semana que comenzó el lunes 23 de noviembre, la producción eólica disminuyó en los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. En el mercado alemán bajó un 61%, mientras que en los mercados de Italia y Francia los descensos fueron del 41% y 33% respectivamente. La península ibérica registró la menor variación, con un retroceso del 3,9%.

En los primeros 29 días de noviembre, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los mercados analizados. En el mercado italiano y la península ibérica los descensos fueron del 58% y 42% respectivamente. En el mercado francés bajó un 3,1%. Por el contrario, en el mercado alemán la producción con esta tecnología aumentó un 11% respecto al mismo período de 2019.

Para el cierre de la última semana de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento generalizado de la producción eólica en los mercados europeos analizados.

Demanda eléctrica

Durante la semana del 23 de noviembre, la demanda eléctrica aumentó en todos los mercados europeos respecto a la semana anterior. Este crecimiento de la demanda, tal como pronosticaban las previsiones de AleaSoft, fue más notable en los mercados de Gran Bretaña y Francia, donde los aumentos fueron del 9,8% y 8,0% respectivamente. La demanda de Francia aumentó principalmente de lunes a jueves, como se puede apreciar en el observatorio para el mercado francés de AleaSoft. En el caso de Gran Bretaña, la subida fue más marcada a partir del miércoles 25 de noviembre. En la península ibérica, los incrementos fueron del 6,0% en España y del 5,6% en Portugal en ese orden. El mercado belga registró un ascenso del 4,0%. Por otro lado, los mercados de Italia y Alemania tuvieron variaciones inferiores al 2,0%.

En AleaSoft se espera que la tendencia alcista de la demanda eléctrica se mantenga en todos los mercados europeos durante la semana del 30 de noviembre.

Mercados eléctricos europeos

La semana del 23 de noviembre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados aumentaron respecto a los de la semana anterior. El mercado con la mayor subida de precios, del 401%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un aumento del 48%. En cambio, el mercado con el menor incremento de precios, del 16%, fue el mercado MIBEL de España y Portugal. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 21% del mercado IPEX de Italia y el 32% de los mercados EPEX SPOT de Francia y los Países Bajos y del mercado N2EX de Gran Bretaña.

La semana del 23 de noviembre, los precios promedio semanales fueron superiores a 48 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, el cual tuvo el precio promedio más bajo, de 10,52 €/MWh. Por otra parte, el promedio más elevado, de 58,22 €/MWh se alcanzó en Gran Bretaña.

Por otra parte, durante la cuarta semana de noviembre los precios de los mercados eléctricos europeos siguieron poco acoplados. Los diarios precios más altos de la semana se alcanzaron en el mercado italiano y en el mercado británico. En cambio, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool.

El vienes 27 de noviembre, los precios diarios superaron los 60 €/MWh en Alemania, Francia, Italia, Gran Bretaña, Bélgica y los Países Bajos. Pero el precio diario más elevado de la semana, de 78,70 €/MWh, se alcanzó el jueves 26 de noviembre en Gran Bretaña. Por otra parte, la cuarta semana de noviembre solo se alcanzaron precios inferiores a 25 €/MWh en el mercado Nord Pool. El precio diario más bajo, de 3,81 €/MWh, se alcanzó el día 23 de noviembre.

Por lo que respecta a los precios horarios, la cuarta semana de noviembre se alcanzaron precios horarios superiores a 100 €/MWh en diversas ocasiones en los mercados eléctricos europeos. El precio horario más elevado de la semana, de 351,32 €/MWh, se alcanzó en la hora 19 del jueves 26 de noviembre en el mercado británico. Este precio es el más alto desde finales de noviembre de 2016 en este mercado.

La semana del 23 de noviembre, el descenso generalizado de la producción renovable eólica y solar, unido al aumento de la demanda eléctrica en todos los mercados, favoreció el aumento de los precios en los mercados eléctricos europeos. Otros elementos que favorecieron estas subidas fueron los aumentos en los mercados de gas, carbón y CO2.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 30 de noviembre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos continuarán aumentando. Sin embargo, se esperan descensos en el mercado MIBEL de España y Portugal, favorecidos por una importante recuperación de la producción eólica.

Futuros de electricidad

Durante la cuarta semana de noviembre, el comportamiento de los precios de los futuros de electricidad europeos para el próximo trimestre fue de subida generalizada. El mercado NASDAQ de los países nórdicos lideró los aumentos con un 74% de incremento del precio de cierre de la sesión del 27 de noviembre respecto al de la sesión del 20 de noviembre. Le siguió muy de cerca el mercado ICE de la misma región, con un incremento del 73%. El mercado OMIP de España y Portugal fue en el que menos subieron los precios, con un aumento del 4,9% en ambos países.

En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el año 2021 el comportamiento fue el mismo, una subida generalizada liderada por los países nórdicos, con un incremento del 52% tanto en el mercado ICE como en el mercado NASDAQ. En este producto también fue el mercado OMIP de España y Portugal el que registró el menor incremento, con una subida del 3,3% para ambos países. Dejando a un lado los mercados de la región nórdica que registraron incrementos relativos mayores debido a sus bajos precios, el mercado EEX de Francia fue el de mayor incremento con un 8,0% de diferencia respecto a la última sesión de la semana anterior.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el mes de enero de 2021 en el mercado ICE la cuarta semana de noviembre fueron superiores a los de los mismos días de la tercera semana del mes y registraron aumentos casi todos los días. El precio de cierre máximo de la semana, de 48,61 $/bbl, se alcanzó el miércoles 25 de noviembre. Este precio fue un 9,6% mayor al del miércoles anterior y el más alto desde principio de marzo.

Las noticias esperanzadoras sobre las vacunas que se están desarrollando contra la COVID‑19 favorecieron estos incrementos de precios. Las expectativas de que la OPEP+ acuerde posponer los incrementos de producción previstos para el mes de enero de 2021 también ejercieron su influencia al alza sobre los precios. Arabia Saudí y Rusia podrían estar de acuerdo en extender los actuales niveles de producción debido a los efectos sobre la demanda de las restricciones impuestas para contener la expansión del coronavirus en la segunda ola de la pandemia.

En los próximos días, se espera que los resultados de la reunión de hoy, 30 de noviembre, de la OPEP y de mañana, 1 de diciembre, de la OPEP+, ejerzan su influencia en la evolución de los precios. Por otra parte, los niveles de producción de petróleo y gas en Noruega podrían verse afectados en diciembre por los efectos de una huelga. Debido a esta huelga se están produciendo problemas en el acceso de los trabajadores a las plataformas y podrían llegar a producirse cierres, lo cual también podría afectar a los precios de los futuros del petróleo y del gas.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, durante la cuarta semana de noviembre registraron una tendencia en general ascendente, recuperándose de los descensos de la semana anterior. El precio de cierre del viernes 27 de noviembre fue de 14,48 €/MWh. Este precio fue un 12% superior al del viernes anterior.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, en la cuarta semana de noviembre los precios se recuperaron de los descensos de la semana anterior. El fin de semana del 28 y el 29 de noviembre, se alcanzó un precio índice de 14,55 €/MWh. Pero el lunes 30 de noviembre el precio índice fue aún mayor, de 14,60 €/MWh.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, la cuarta semana de noviembre, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 59,55 $/t el viernes 27 de noviembre. Este precio fue un 10% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más elevado desde mediados de enero.

En cuanto 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 2020, la cuarta semana de noviembre, fueron superiores a 27 €/t. Los precios aumentaron hasta alcanzar los 28,13 €/t el viernes 27 de noviembre. Un precio un 5,2% mayor al del viernes anterior y el más elevado desde mediados de septiembre.

Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía y perspectivas a partir de 2021

El pasado 26 de noviembre se realizó la primera parte del webinar de AleaSoft “Perspectivas de los mercados de energía en Europa a partir de 2021”, en el que participaron ponentes de Vector Renewables. Además de comentar las perspectivas de los mercados a partir del próximo año, en el webinar se analizó el efecto de las subastas de renovables en el mercado y la importancia de las Due Diligences técnicas en la financiación de proyectos. Los profesionales del sector pueden solicitar la grabación del webinar a través de la página web de AleaSoft

La segunda parte del webinar se realizará el 14 de enero del 2021 y, además de continuar comentando las perspectivas de los mercados de energía en el año que comenzará, se analizarán diversos temas relacionados con la visión del mercado de PPA para los grandes consumidores. En esta ocasión, además de la organización y análisis de AleaSoft, se contará con la participación de ponentes de PwC.

En AleaSoft se realizan gran variedad de informes para el sector eléctrico, algunos de los cuales analizan las perspectivas de los mercados a partir de 2021, como los análisis del sector eléctrico a largo plazo en los mercados europeos y el informe de perspectivas de salida de la crisis provocada por la COVID‑19.

En AleaSoft se han habilitado los observatorios de mercados, una herramienta para informar sobre la evolución de los mercados de energía. En los observatorios se puede visualizar el comportamiento de las principales variables de los mercados eléctricos europeos durante las últimas semanas mediante gráficos con datos horarios, diarios y semanales que se actualizan diariamente.