En la tercera semana de marzo los precios del gas bajaron, arrastrando a los precios de los mercados eléctricos europeos, que se alejaron de los máximos registrados en la segunda semana del mes. Aún así, el promedio semanal superó los 200 €/MWh en la mayoría de mercados. Durante el fin de semana, cuando la demanda es menor, se alcanzaron precios negativos en algunos mercados, al registrarse una alta producción renovable. Los precios de los futuros de Brent también bajaron mientras que los del CO2 subieron

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La tercera semana de marzo culminó con una reducción en la producción solar en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, en comparación con la semana precedente. Las mayores reducciones en la producción se registraron en el mercado ibérico y en el mercado alemán, que cayeron un 42% y un 33% respectivamente. Aunque en el conjunto de la semana la producción solar en Alemania bajó, durante el fin de semana superó los 200 GWh cada día, valores que están entre los siete más altos del año. Por otro lado, en el mercado italiano el descenso fue de un 20% y en el mercado francés de un 15%.

Para la cuarta semana de marzo, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en la producción solar de los mercados de España, Alemania e Italia.

En la semana que comenzó el lunes 14 de marzo, la producción eólica aumentó un 39% en la península ibérica, en comparación con la semana anterior. Por el contrario la producción con esta tecnología cayó en el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting entre el 6,3% del mercado alemán y el 18% del mercado francés. En el caso del mercado alemán, aunque la producción total de la semana fue más baja que la de la semana anterior, el fin de semana la producción aumentó, superando los 500 GWh el sábado y los 600 GWh el domingo.

Para la semana que comenzó el 21 de marzo, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican una reducción de la producción eólica en todos los mercados analizados, excepto en el mercado italiano.

Demanda eléctrica

En la semana del 14 de marzo, la demanda eléctrica disminuyó en la gran mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting con respecto a la segunda semana de mes. La mayor variación se registró en el mercado francés, con una bajada del 6,8%, seguida por la caída del 5,2% del mercado Italiano. Mientras que, en los mercados de Alemania y Portugal la bajada fue del 1,2% en cada caso y en los mercados de España y Gran Bretaña, los descensos fueron del 1,3% y 1,4% respectivamente. La menor variación de la demanda se registró en el mercado belga, con una bajada del 0,5%. Los descensos de la demanda en la mayoría de los mercados estuvieron favorecidos por unas temperaturas menos frías. La excepción fue el mercado de Países Bajos, donde la demanda aumentó un 4,3%.

Para la semana del 21 de marzo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican un incremento en los mercados de Portugal y Alemania. Por otra parte, en el resto de los mercados analizados se prevé que la demanda disminuya.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 14 de marzo, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron respecto a la semana anterior. La mayor bajada de precios fue la del mercado MIBEL de España y Portugal, del 37% en ambos casos. En cambio, el menor descenso fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 14%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 25% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 34% del mercado IPEX de Italia.

En la tercera semana de marzo, los precios promedio fueron inferiores a 275 €/MWh en todos los mercados eléctricos analizados, aunque en casi todos los casos superaron los 200 €/MWh. La excepción fue el mercado Nord Pool con un promedio semanal de 126,99 €/MWh. Por otra parte, el promedio más elevado fue el del mercado italiano, que alcanzó un valor de 270,86 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 208,80 €/MWh del mercado alemán y los 259,46 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Por otra parte, los días 19 y 20 de marzo, se registraron precios horarios negativos en el mercado de los Países Bajos. También hubo precios negativos el día 19 de marzo en Bélgica y el día 20 de marzo en Alemania. En los tres mercados se alcanzaron los precios horarios más bajos desde la primera mitad de agosto de 2021. Estos precios horarios negativos se vieron favorecidos por el descenso de la demanda durante el fin de semana y una mayor producción eólica en este período en países como Alemania.

Durante la semana del 14 de marzo, el descenso del 36% en los precios del gas favoreció el descenso de los precios en los mercados eléctricos europeos. El descenso de la demanda en la mayoría de los países también contribuyó a esta tendencia. Además, en el caso del mercado MIBEL, el incremento de la producción eólica en la península ibérica también permitió que se alcanzaran los mayores descensos de precios en este mercado.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que la semana del 21 de marzo los precios de los mercados eléctricos europeos podrían continuar descendiendo.

Futuros de electricidad

Al finalizar la tercera semana de marzo, los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre registraron bajadas en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La bajada más pronunciada se produjo en el mercado ICE de Países Bajos, que cerró la sesión del 18 de marzo con un precio un 19% menor al del viernes anterior 11 de marzo. Le sigue también muy de cerca el mercado EEX de Reino Unido, con un descenso del 18% entre dichas sesiones. La menor bajada se registró en el mercado ICE de los países nórdicos, donde el precio se redujo en un 14%.

En cuanto a los futuros para el próximo año 2023 el comportamiento también fue de bajada generalizada. En este caso la península ibérica protagonizó las reducciones, siendo el mercado EEX de España el de mayor descenso, con un 13%, seguido del mercado OMIP de España y Portugal, en el que los precios se redujeron en un 12% en ambos casos. También en este caso el mercado ICE de los países nórdicos registró la menor bajada, con una diferencia del -0,7%.

Brent, combustibles y CO2

Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE iniciaron la tercera semana de marzo con descensos de precios hasta alcanzar el miércoles 16 el precio de cierre mínimo semanal, de 98,02 $/bbl. Este precio fue un 12% menor al del miércoles anterior y el más bajo desde la última semana de febrero. Sin embargo, el jueves los precios empezaron a recuperarse. El viernes 18 de marzo se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 107,93 $/bbl, el cual todavía fue un 4,2% menor al del viernes anterior.

En la tercera semana de marzo, la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent continuó influenciada por la evolución de la guerra en Ucrania y las expectativas sobre el suministro de petróleo procedente de Rusia. Pero, el temor a un descenso de la demanda debido a los nuevos confinamientos en China por la COVID-19 contribuyó al descenso de los precios al principio de la semana.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, durante la tercera semana de marzo, registraron precios de cierre inferiores a los de la semana anterior, aunque se mantuvieron por encima de los 100 €/MWh. El precio de cierre mínimo semanal, de 102,62 €/MWh, se alcanzó el miércoles 16 de marzo. Este precio fue un 34% inferior al del miércoles anterior y el más bajo de marzo hasta ahora. Por otra parte, el precio de cierre máximo semanal, de 115,44 €/MWh, se registró el martes 15 de marzo, el cual fue un 46% menor al del martes anterior.

La incertidumbre sobre el suministro de gas procedente de Rusia continuó influenciando los precios de los futuros de gas TTF durante la tercera semana de marzo. Mientras tanto, los países miembros de la Unión Europea siguieron buscando alternativas al gas ruso.

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 tercera semana de marzo fueron mayores a los de los mismos días de la semana anterior. Los precios se estabilizaron alrededor de los 78,53 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 79,89 €/t, se alcanzó el jueves 17 de marzo. Este precio fue un 4,6% mayor al del jueves anterior y el más alto de marzo hasta el momento.

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

El pasado 17 de marzo se realizó la edición número 20 de los webinars mensuales que se están llevando a cabo en AleaSoft Energy Forecasting. En el encuentro se contó con la participación de ponentes de EY y se analizó la situación de los mercados de energía europeos tras la invasión rusa a Ucrania, la regulación del sector energético español, la financiación de proyectos de energías renovables y las principales consideraciones a tener en cuenta en la valoración de carteras. En el punto de financiación de renovables, se destacó la importancia de las previsiones horarias de precios de largo plazo a la hora de estimar el precio capturado y los ingresos esperados por la planta para la preparación, negociación y cierre de contratos PPA. Los clientes o interesados en las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting pueden solicitar la grabación del webinar en este enlace.

El próximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting se realizará el 21 de abril y en el mismo participarán ponentes de ASEALEN, la Asociación Española de Almacenamiento de Energía, los cuales analizarán la visión de futuro del almacenamiento de energía. Además, se realizará el análisis habitual de la evolución de los mercados de energía europeos.