Los mercados eléctricos europeos retomaron la senda alcista en la penúltima semana de Julio.

Los precios de los mercados eléctricos europeos subieron en la penúltima semana de julio recuperando la senda alcista que se frenó en la tercera semana del mes. En varios mercados los precios diarios superaron los 100 €/MWh registrándose incluso un máximo histórico en el mercado MIBEL. Al panorama de precios altos de gas y CO2 se unió la caída generalizada de la producción eólica y el aumento de la demanda en algunos mercados. Los futuros de gas subieron y los de CO2 bajaron hasta alrededor de 51 €/t.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

Durante la semana del 19 de julio la producción solar aumentó un 25% en el mercado francés, un 16% en el mercado alemán y un 13% en el mercado italiano en comparación con la semana anterior. Sin embargo la producción se redujo un 4,3% en el mercado español y un 9,4% en el mercado portugués.

Para la semana que comienza el 26 de julio, las previsiones apuntan a una disminución en el mercado español. En los mercados de Italia y Alemania se espera poca variación.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Durante la cuarta semana de julio, la producción eólica disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana precedente. En el mercado francés se redujo un 32% mientras que en la península ibérica cayó cerca del 40%. En el mercado alemán la producción con esta tecnología disminuyó un 41% y en el mercado italiano se registró la mayor caída, del 45%

Para la última semana de julio, las previsiones indican que la misma será mayor a la registrada la semana anterior en los mercados de Alemania y España. Sin embargo en el mercado portugués se espera una reducción de la producción, mientras que en los mercados de Italia y Francia se espera poca variación.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Demanda eléctrica

Durante la semana del 19 de julio la demanda eléctrica se comportó de manera heterogénea en los mercados europeos de electricidad si se analiza la variación respecto a la tercera semana de julio. Por una parte, la demanda aumentó en los mercados de Gran Bretaña, España, Francia e Italia, favorecida por el aumento de las temperaturas. El mayor incremento se registró en el mercado de Italia y fue del 6,8%. En el resto de estos mercados los crecimientos estuvieron entre el 2,8% de Gran Bretaña y el 6,0% de Francia. En el caso de Francia, parte de su incremento se debió a la recuperación de la demanda tras el efecto del festivo del miércoles 14 de julio, Día Nacional de Francia. Tras corregir este efecto, el aumento fue del 4,1%.

Por otra parte, la demanda disminuyó en los mercados de Alemania, Portugal, Países Bajos y Bélgica, con descensos del 1,0%, 2,0%, 3,4% y 6,6% respectivamente. En el mercado belga, tras corregir el efecto del festivo del 21 de julio, Fiesta Nacional de Bélgica, la demanda aumentó un 1,4%.

Para la última semana de julio, las previsiones indican que la misma disminuirá en la mayoría de los mercados europeos respecto a la cuarta semana del mes, siendo la excepción los mercados de Países Bajos y Portugal, donde se prevé que aumente.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 19 de julio los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. Las mayores subidas de precios fueron las del mercado MIBEL de España y Portugal, del 14% y del 13% respectivamente, seguidas por la del mercado EPEX SPOT de Francia, del 12%. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 1,2%. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 4,6% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 9,5% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.

En la cuarta semana de julio, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 112,24 €/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX de Italia, de 102,82 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 54,31 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 83,39 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 98,55 €/MWh del mercado MIBEL de España.

Durante la cuarta semana de julio, los precios diarios superaron los 100 €/MWh en los mercados británico, italiano, español y portugués. El precio diario más elevado, de 116,89 €/MWh, se alcanzó el jueves 22 de julio en el mercado británico. Sin embargo, en el mercado N2EX, este precio fue superado por el del lunes 26 de julio, de 126,34 €/MWh, el más alto en este mercado desde el 15 de enero.

En el caso del mercado MIBEL de España y Portugal, los precios diarios superaron los 100 €/MWh de martes a jueves de la cuarta semana de julio. Esto ocurrió por primera vez en Portugal, mientras que en España solo había sucedido previamente en una ocasión. El miércoles 21 de julio se alcanzó el precio diario más elevado de la historia del mercado MIBEL, de 106,57 €/MWh, tanto en España como en Portugal.

Durante la cuarta semana de julio, la caída generalizada de la producción eólica en Europa favoreció el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. A esta tendencia también contribuyó el incremento de la demanda en algunos mercados, así como los elevados precios del gas y los derechos de emisión. Además, en el caso del mercado MIBEL, se unió a estos factores el descenso de la producción solar en la península ibérica.

Las previsiones indican que en la semana del 26 de julio los precios podrían descender en la mayoría de los mercados europeos, favorecidos por el descenso de la demanda y por la recuperación de la producción eólica en países como Alemania o España.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.

Futuros de electricidad

Durante la semana del 19 de julio los precios de los futuros de electricidad para el cuarto trimestre de 2021 tuvieron comportamientos desiguales en los mercados analizados en AleaSoft. Por una parte los precios de cierre de la sesión del 23 de julio bajaron respecto a los de la sesión del 16 de julio en el mercado EEX de Alemania, Francia, España e Italia, en el mercado OMIP de España y Portugal y en el mercado ICE de Bélgica. Mientras que en el mercado EEX de Reino Unido, el mercado ICE de Reino Unido, Países Bajos y los países nórdicos y el mercado NASDAQ de los países nórdicos los precios se incrementaron. La mayor bajada, del 2,8%, se registró en el mercado EEX de España, seguida muy de cerca por el mercado OMIP de España con solo 0,02 €/MWh de diferencia. La mayor subida fue la del mercado ICE de los países nórdicos, con un aumento del 2,0%.

En el caso de los futuros de electricidad para el próximo año 2021, el comportamiento fue ligeramente diferente. En este caso solamente se incrementaron los precios de la región de Reino Unido incrementó. Tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE, se registraron aumentos del 0,2% de los precios en la sesión del 23 de julio respecto a la sesión del 16 de julio. En el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 0,2% marcado por el mercado ICE de los Países Bajos y el 2,3% registrado en el mercado EEX de España.

Brent, combustibles y CO2

Los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2021 en el mercado ICE iniciaron la cuarta semana de julio con descensos de precios. El lunes 19 de julio se alcanzó un precio de cierre de 68,62 $/bbl, un 6,8% inferior al de la sesión anterior. Además, este precio fue un 8,7% menor al del mismo día de la semana anterior y el precio más bajo desde finales de mayo. Sin embargo, a partir del martes los precios empezaron a recuperarse. El viernes 23 de julio el precio de cierre fue de 74,10 $/bbl, ya un 0,7% mayor al del viernes anterior.

El acuerdo alcanzado por la OPEP+ el domingo 18 de julio ejerció su influencia a la baja sobre los precios en la sesión del lunes 19 de julio. Según este acuerdo, la OPEP+ incrementará progresivamente sus niveles de producción en los próximos cinco meses para adecuarlos al incremento de la demanda. Por otra parte, la demanda sigue recuperándose, favorecida por el incremento de movilidad en Europa, aunque preocupa la expansión de la variante Delta del coronavirus.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2021, la cuarta semana de julio se mantuvieron por encima de los 35 €/MWh. El precio de cierre máximo de la semana fue el del jueves 22 de julio, de 36,13 €/MWh. Este precio fue un 6,9% mayor al del jueves anterior.

Por lo que respecta a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, la mayor parte de la cuarta semana de julio, registraron descensos. El jueves 22 de julio se alcanzó el precio de cierre mínimo de la semana, de 50,81 €/t. Este precio fue un 4,1% menor al del jueves anterior y el más bajo desde la primera semana de junio. El viernes los precios se recuperaron un discreto 0,2% hasta los 50,89 €/t.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.