Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar retrocedió en la mayoría de los mercados de Europa durante la semana del 7 de septiembre respecto a la semana anterior. Continuaron los descensos en Portugal, España e Italia y se unió la caída de Francia. En los casos de los dos primeros, las diferencias fueron más notables que las del análisis anterior de AleaSoft, al descender un 11% y un 8,8% respectivamente. Los dos últimos registraron retrocesos del 3,3% en Italia y del 3,6% en Francia. Por otra parte, en Alemania la producción solar aumentó un 25%, manteniendo la recuperación que comenzó dos semanas atrás.
Del 1 al 13 de septiembre la producción solar de España peninsular registró un incremento del 65% en términos interanuales. En Alemania el ascenso fue del 22%, mientras que en el resto de mercados analizados los aumentos estuvieron entre el 14% y el 20%.
En la semana del 14 de septiembre, se espera que la producción solar disminuya en España y que aumente en Alemania e Italia, según las previsiones de energía solar de AleaSoft.
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.
Por el contrario, la producción eólica vio aumentos en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la segunda semana de septiembre respecto a la semana del 31 de agosto. En Portugal, Alemania y España se registraron las variaciones más notables, con incrementos del 36%, 27% y 9,7% respectivamente. En el caso del mercado italiano el aumento fue del 1,7%. Por otro lado, en Francia hubo una caída del 26%.
El panorama de la producción eólica fue diferente en la comparación de los primeros 13 días de septiembre de 2020 respecto al mismo período de 2019, pues hubo disminuciones en todos los mercados analizados. En la península ibérica, Francia e Italia las caídas fueron más pronunciadas que en Alemania, con descensos del 34%, 31%, 30% y 9% respectivamente.
En AleaSoft se espera que, en la semana del 14 de septiembre, la producción eólica se recupere en Francia y España y que disminuya en el resto de mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se comportó al alza en la mayoría de los mercados europeos durante la segunda semana de septiembre. La excepción fue el mercado de Alemania, donde la demanda disminuyó un 0,2% con respecto a la de la semana del 31 de agosto. Por otra parte, los mayores incrementos se registraron en el mercado italiano, del 5,0%, y en el mercado portugués, del 4,6%. En el resto de los mercados la demanda aumentó entre el 0,1% y el 1,4%. Las temperaturas medias durante la semana del 7 de septiembre aumentaron en todo el continente entre los 0,5 °C y los 2 °C en comparación con la semana anterior.
En los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft, que cuentan con visualizaciones de datos horarios, diarios y semanales, se puede analizar el comportamiento de la demanda durante las últimas tres semanas.
Para la semana del 14 de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la demanda se comportará de manera dispar con respecto a la segunda semana de septiembre. Se prevé que aumente en los mercados de Francia, España y Países Bajos, mientras que en el resto de los mercados se espera que disminuya.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 7 de septiembre, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos descendieron. Sin embargo, en el mercado EPEX SPOT de Francia, el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado IPEX de Italia hubo incrementos del 1,3%, 1,9%, 2,0% y 4,3% respectivamente. Por otra parte, el mercado con la mayor bajada de precios, del 25%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un descenso del 12%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 4,8% del mercado belga y el 8,8% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
La segunda semana de septiembre, la mayoría de los mercados eléctricos alcanzaron promedios semanales superiores a los 40 €/MWh. El más elevado, de 48,00 €/MWh, fue el del mercado italiano. En cambio, el mercado Nord Pool y el mercado EPEX SPOT de Alemania y de los Países Bajos tuvieron precios promedio de 16,94 €/MWh, 37,85 €/MWh y 39,22 €/MWh respectivamente. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 41,76 €/MWh del mercado belga y los 45,69 €/MWh del mercado francés.
Durante la semana del 7 de septiembre, se alcanzaron precios diarios superiores a 50 €/MWh en los mercados de Francia e Italia. El precio diario más elevado de la semana, de 56,83 €/MWh, fue el del viernes 11 de septiembre en el mercado italiano. Por otra parte, el precio más bajo, de 10,84 €/MWh, se alcanzó el domingo 13 de septiembre en el mercado Nord Pool. Ese día también hubo precios inferiores a 30 €/MWh en los mercados de Alemania, Países Bajos y Bélgica, con valores de 20,19 €/MWh, 25,48 €/MWh y 28,31 €/MWh respectivamente.
Durante la segunda semana de septiembre, los precios de los mercados europeos estuvieron poco acoplados. Pero la tercera semana de septiembre, comenzó con un mayor acoplamiento entre la mayoría de los mercados, cuyos precios superaron los 50 €/MWh el lunes 14 de septiembre. Las excepciones fueron el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado Nord Pool, que tuvieron precios inferiores.
En cuanto a los precios horarios, los días 12 y 13 de septiembre se alcanzaron precios horarios negativos en el mercado alemán. El precio horario más bajo, de 58,80 €/MWh, fue el de la hora 14 del domingo 13 de septiembre. Este es el precio horario más bajo del mercado alemán desde principios de julio.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
La segunda semana de septiembre, el aumento de la producción eólica y solar permitió que los precios descendieran en algunos mercados, como el alemán. Sin embargo, en Francia, España, Portugal e Italia, el aumento de la demanda y el descenso de la producción solar favoreció el incremento de los precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 14 de septiembre se producirá un incremento generalizado de los precios en los mercados eléctricos europeos analizados, influenciado por una menor producción renovable en la mayoría de los mercados y en algunos casos por el aumento de las temperaturas durante los primeros días de la semana, que favorecerá el incremento de la demanda eléctrica. Además, los precios del CO2 están por encima de 28 €/MWh, lo cual también ayuda a la subida de los precios.
Futuros de electricidad
Durante la semana del 7 de septiembre los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre en la mayoría de los principales mercados de futuros de electricidad europeos registraron descensos respecto al cierre de la semana del 31 de agosto. La excepción fueron los mercados de los países nórdicos, donde tanto el mercado ICE como el mercado NASDAQ registraron incrementos del 0,7% y 1,2% respectivamente. En el resto de mercados las bajadas estuvieron entre el 1,2% del mercado EEX de Gran Bretaña y el 6,3% del mercado EEX de Italia, seguido de cerca por el mercado ICE de Bélgica con una bajada del 6,2%.
Respecto a los futuros de electricidad para el año 2021, el comportamiento fue a la baja en todos los mercados analizados. El mercado EEX de Gran Bretaña fue el de menor variación entre los cierres de las dos semanas, con una reducción del 0,4%. En el otro extremo, el mercado EEX de Italia fue el de mayor descenso. El precio de cierre de la sesión del 11 de septiembre registró una reducción del 3,1% respecto al precio de cierre de la sesión del 4 de septiembre. El mercado ICE de los Países Bajos fue el segundo con la mayor variación, del 3,0%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE iniciaron la semana del 7 de septiembre con descensos. El más pronunciado, del 5,3%, fue el del martes 8 de septiembre. Ese día se alcanzó un precio de cierre de 39,78 $/bbl, un 13% inferior al del mismo día de la semana anterior y el más bajo desde la primera mitad de junio. Sin embargo, el miércoles 9 de septiembre, hubo una recuperación del 2,5% y el precio de cierre volvió a superar los 40 $/bbl. Pero los precios volvieron a descender y el viernes 11 de septiembre cerró en 39,83 $/bbl, un 6,6% inferior al del viernes anterior.
En los próximos días los recortes de producción en el golfo de México debidos a la tormenta tropical Sally podrían favorecer la recuperación de los precios. Sin embargo, el avance de la pandemia y sus efectos sobre la demanda siguen causando preocupación.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, la segunda semana de septiembre tuvieron una tendencia descendente. El precio de cierre mínimo de la semana, de 10,50 €/MWh, se alcanzó el viernes 11 de septiembre. Este valor es un 10% inferior al del viernes anterior, 4 de septiembre.
Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el lunes 7 de septiembre se alcanzó un precio índice de 11,58 €/MWh. Este precio índice es el más elevado desde la primera quincena de enero. Sin embargo, a partir del martes los precios empezaron a descender hasta alcanzar un precio índice de 10,19 €/MWh los días 12 y 13 de septiembre.
Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, durante la segunda semana de septiembre, se recuperaron de los descensos de la semana anterior. El viernes 11 de septiembre se alcanzó un precio de cierre de 53,30 $/t, un 1,9% superior al del viernes anterior.
En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, el martes 8 de septiembre alcanzaron un precio de cierre de 26,79 €/t, el más bajo desde la cuarta semana de agosto. Pero los últimos días de la segunda semana septiembre los precios volvieron a superar los 28 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 28,43 €/t, se registró el jueves 10 de septiembre.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
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