Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar de julio registró máximos históricos en los mercados de España y Portugal, al sumar 3407 GWh y 210 GWh respectivamente. Estos valores representan un aumento interanual del 28% en España y del 40% en Portugal. Al comparar la producción de julio con la de junio del mismo año, la subida en España y Portugal fue de un 13% y 15% en cada caso. En el caso de España, tanto la solar fotovoltaica como la termosolar registraron en julio el máximo histórico de producción hasta el momento, de 2528 GWh y 880 GWh respectivamente.
Al hacer el análisis interanual de la producción solar en otros mercados europeos, en Alemania se registró un ligero incremento del 0,3% mientras que en Italia y Francia bajó un 9,3% y 0,4% respectivamente. Si se hace la comparación respecto a junio de 2021, en Francia la producción aumentó un 2,7% mientras que en Italia bajó un 7,3% y en Alemania un 15%.os
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
La producción eólica aumentó en julio en la mayoría de los mercados europeos analizados en AleaSoft respecto a junio de 2021 y a julio de 2020. La única excepción fue el mercado alemán donde la producción bajó un 15% en términos interanuales. El mayor incremento respecto a junio de 2021 se registró en el mercado francés, el cual fue de un 7,1%. En el caso de la comparación con respecto a julio de 2020 el mayor aumento fue el del mercado italiano, con un 45%.
En los mercados de España, Francia e Italia la producción eólica de julio 2021 es la más alta de un mes de julio hasta el momento.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La evolución de la demanda eléctrica en Europa durante el mes de julio de 2021 estuvo influenciada en gran medida por el comportamiento de las temperaturas. En los mercados de Alemania, Gran Bretaña, Italia y Países Bajos la demanda eléctrica aumentó de forma interanual en correspondencia con el aumento de las temperaturas. También aumentó la demanda de Bélgica aunque en este caso hubo poca variación en las temperaturas. El mayor incremento, del 7,5%, se registró en el mercado alemán, seguido muy de cerca por el mercado de Gran Bretaña donde la demanda aumentó un 7,3%. Por otra parte, la demanda cayó de forma interanual en los mercados de Francia, España y Portugal, siendo este último el mercado con la mayor caída, del 1,4%.
Si se compara la demanda de julio de 2021 con la de junio del mismo año, se registraron subidas en los mercados de Portugal, España, Italia, Gran Bretaña y Países Bajos, también en coherencia con el aumento de las temperaturas. En este caso el mayor incremento fue el del mercado italiano, de un 7,1%. Sin embargo la demanda bajó en Alemania, Francia y Bélgica, este último con el mayor descenso, de un 5,2%.
En los observatorios de mercados de energía de AleaSoft se puede hacer el seguimiento de la demanda eléctrica así como de otras variables de los mercados con datos que se actualizan diariamente.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En el mes de julio de 2021, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 75 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un promedio de 53,99 €/MWh. En cambio, el precio promedio mensual más elevado, de 109,86 €/MWh, fue el del mercado N2EX del Reino Unido, seguido por el del mercado IPEX de Italia, de 102,66 €/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 77,42 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgica y los 92,60 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal.
En comparación con el mes de junio de 2021, en julio los precios promedio subieron en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft. Las mayores subidas de precios, del 24%, el 21% y el 20%, se registraron en los mercados Nord Pool, IPEX y N2EX respectivamente, mientras que el menor aumento de precios, del 4,0%, fue el del mercado belga. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 6,6% del mercado francés y el 11% del mercado MIBEL de España y Portugal.
Si se comparan los precios promedio del mes de julio con los registrados en el mismo mes de 2020, hubo incrementos de precios significativos en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool, del 2198%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 135% del mercado francés y el 237% del mercado británico.
Los elevados precios del mes de julio batieron récords en todos los mercados analizados. En el mercado belga se registró el promedio más alto desde noviembre de 2018, mientras que en los mercados de Francia, los países nórdicos y Alemania el promedio de julio fue el mayor desde febrero de 2012, mayo de 2011 y octubre de 2008, respectivamente. En el resto de los mercados, en julio de 2021, se alcanzaron los precios promedio mensuales más elevados de la historia.
En el mes de julio, pese al incremento de la producción renovable eólica y solar en la mayor parte de Europa, el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados junto con los elevados precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 provocaron que los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaran, tanto respecto al mes anterior como respecto al mismo mes del año anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Durante el mes de julio de 2021 los precios de los futuros de electricidad para el último trimestre del mismo año registraron una subida generalizada en los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mercado ICE de los países nórdicos fue el de mayor subida con un 17%, seguido de cerca por el mercado NASDAQ de la misma región con un 16% de aumento entre la primera y última sesiones del mes. El mercado EEX de Francia fue en el que menos variación hubo entre estas sesiones, con un 0,7% de incremento al cerrar el mes.
Por otra parte, los precios de los futuros de electricidad para el próximo año 2022 tuvieron un comportamiento diferente. Mientras que en la mayoría de los mercados europeos los precios también subieron al igual que con el producto trimestral entre las sesiones del 1 y 30 de julio, en el caso de la península ibérica los precios de estos futuros bajaron. El mercado EEX de España registró un descenso del 2,8%, mientras que el mercado OMIP de España y Portugal marcó una bajada del 2,3% para ambos países. En el caso de los mercados en los que el precio aumentó, la mayor subida se vio en el mercado NASDAQ de los países nórdicos, con un incremento del 7,7%.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para septiembre de 2021 en el mercado ICE, la primera mitad de julio, se mantuvieron por encima de los 73 $/bbl, alcanzando el precio de cierre máximo mensual, de 77,16 $/bbl, el lunes 5 de julio. Sin embargo, los precios cayeron el lunes 19 de julio hasta los 68,62 $/bbl, el cual fue el precio de cierre mínimo mensual y el más bajo desde finales de mayo para este producto. Pero, en los días siguientes, los precios se recuperaron y en la última sesión del mes, el viernes 30 de julio, el precio de cierre ya fue de 76,33 $/bbl.
Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 74,29 $/bbl. Este valor es un 1,2% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en junio de 2021, de 73,41 $/bbl. También es un 72% mayor al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en julio de 2020, de 43,22 $/bbl.
Durante las primeras semanas de julio, la evolución de las negociaciones de la OPEP+ sobre el aumento de su producción en los próximos meses ejerció su influencia sobre los precios. Estas negociaciones se vieron bloqueadas en la primera semana de julio por la petición de Emiratos Árabes Unidos de un aumento de su cuota de producción nacional que reflejase su mayor capacidad productora. Finalmente, el domingo 18 de julio, la OPEP+ acordó el incremento progresivo de su producción a partir de agosto, evaluando los resultados y el grado de cumplimiento de los países miembros en diciembre. El objetivo de este incremento de producción es adecuarla a la progresiva recuperación de la demanda, evitando un aumento desproporcionado de los precios que pudiera poner en peligro el crecimiento económico mundial. El acuerdo alcanzado favoreció que el lunes 19 de julio los precios cayeran un 6,8% respecto a la sesión anterior, aunque posteriormente estos se recuperaron.
Por otra parte, la demanda siguió recuperándose en julio, favorecida por el incremento de la movilidad. Sin embargo, la expansión de la variante Delta del coronavirus continúa amenazando esta recuperación.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2021, registraron el precio de cierre mínimo mensual, de 32,34 €/MWh, el día 7 de julio, mientras que el precio de cierre máximo mensual, de 41,15 €/MWh, se alcanzó el jueves 29 de julio. Por lo que respecta al valor promedio registrado durante el mes de julio, este fue de 35,89 €/MWh. En comparación con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de junio de 2021, de 28,91 €/MWh, el promedio aumentó un 24%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de julio de 2020, cuando el precio promedio fue de 5,33 €/MWh, hubo una subida del 573%.
Después de alcanzar el promedio mensual más elevado como mínimo desde octubre de 2013, los precios de los futuros de gas TTF para M+1 podrían continuar aumentando, ya que los niveles de las reservas de gas en Europa continúan siendo bajos para la época del año.
En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, el día 5 de julio registraron el precio de cierre máximo mensual, de 57,87 €/t, que fue el más alto del último año. En cambio, el precio de cierre mínimo mensual de 50,81 €/t, se registró el día 22 de julio. A principios de julio los precios de los futuros de los derechos de emisión de CO2 se vieron influenciados al alza por las filtraciones a la prensa sobre las medidas de la Comisión Europea para alcanzar los objetivos de reducción de emisiones. Estas medidas se anunciaron de manera oficial el día 14 de julio.
Por otra parte, el precio promedio en julio fue de 53,40 €/t, un 0,9% mayor al del mes de junio de 2021, de 52,92 €/t. Si se compara con el promedio del mes de julio de 2020 para el contrato de referencia de diciembre de ese año, de 27,53 €/t, el promedio de julio de 2021 es un 94% superior. Este valor mensual de julio es además el más alto de la historia hasta el momento.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
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