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Récords de demanda y precios máximos en los mercados eléctricos europeos en el inicio de 2021

 Récords de demanda y precios máximos en los mercados eléctricos europeos en el inicio de 2021

Las bajas temperaturas registradas en Europa durante la primera semana de 2021 provocaron récords de demanda eléctrica horaria o diaria en diversos mercados del continente y propiciaron el aumento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2. A esta combinación de factores se unió una baja producción eólica y solar favoreciendo también precios récord en varios mercados eléctricos europeos. Los precios de los mercados de futuros de electricidad europeos también subieron en este contexto.

 

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar entre el lunes 4 y el domingo 10 de enero, disminuyó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana precedente. En el mercado alemán la producción solar disminuyó un 50% mientras que en el mercado italiano y en la península ibérica la reducción de la producción fue de un 20% y 37% respectivamente. La excepción fue el mercado francés en el que se registró un aumento del 23% en la producción con esta tecnología.

Para la segunda semana de 2021, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la producción aumentará en los mercados de Alemania, España e Italia en comparación con la semana anterior.

Durante la primera semana de 2021, la producción eólica disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la última semana de 2020. El mercado más afectado fue el español en el que la producción con esta tecnología se redujo un 45%. En el mercado italiano la reducción estuvo cercana al 41% mientras que en el francés fue del 35%. También sufrieron caídas importantes los mercados de Alemania y Portugal, con una reducción de sus producciones de un 22% y un 13% respectivamente.

Para la semana que concluye el próximo domingo 17 de enero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que en todos los mercados analizados en AleaSoft la producción aumentará en comparación con la semana anterior, excepto en el mercado portugués en el que se espera poca variación de la producción con esta tecnología.

 

Demanda eléctrica
Las bajas temperaturas fueron las protagonistas en la semana del 4 de enero. La temperatura media semanal de los mercados de Europa fue más baja que las registradas en todo 2020, quedando hasta casi 5,0 °C por debajo que la mínima de 2020 en España y Gran Bretaña. Este clima frío favoreció la subida de la demanda eléctrica de manera generalizada entre un 7,0% y 21% respecto a la semana anterior.

El 8 de enero fue un día insólito para los mercados europeos en el que se rompieron varios récords de demanda eléctrica. En Portugal se batió el récord de demanda máxima diaria desde 1995, al registrar 185 GWh el viernes 8 de enero. Ese mismo día el mercado español tuvo un récord máximo diario de 835 GWh, el más alto desde el 8 de febrero de 2018 según datos del balance diario de REE. Esta marca estuvo favorecida por el récord máximo horario de 41 829 MWh a la hora 14 del viernes 8, un valor tan elevado no se veía desde el 13 de febrero de 2012, según los datos de demanda en tiempo real publicados por REE.

Por otro lado, en el caso de Francia, el viernes 8 de enero se alcanzó el valor de 1899 GWh, el más alto para un día desde enero de 2018, mientras que un día antes se batía con 898 GWh el valor máximo diario en Gran Bretaña desde febrero de 2019.

Los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft están actualizados con datos horarios, diarios y semanales y permiten analizar la evolución de la demanda y los cambios bruscos que está experimentando en los últimos días.

Para la semana del 11 de enero, las previsiones de demanda de AleaSoft esperan ascensos en los mercados de Alemania, España e Italia y descensos en el resto de mercados. 

 

Mercados eléctricos europeos
La semana del 4 de enero, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron respecto a los de la semana anterior. El mercado con la mayor subida de precios, del 104%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado MIBEL de Portugal y de España, con incrementos del 82% y el 80%, respectivamente. En cambio, el mercado con la menor subida de precios fue el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, con un aumento del 14%. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 31% del mercado IPEX de Italia y el 42% del mercado EPEX SPOT de Francia.

La primera semana de enero, los precios promedio semanales fueron superiores a 50 €/MWh en todos los mercados eléctricos europeos analizados. En los mercados de Gran Bretaña, Portugal y España se alcanzaron los promedios más elevados, de 94,66 €/MWh, 76,62 €/MWh y 75,55 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 50,02 €/MWh del mercado Nord Pool y los 68,24 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia.

Por otra parte, la primera semana del año se alcanzaron precios horarios superiores a 100 €/MWh en todos los mercados eléctricos analizados. En el mercado Nord Pool, el precio de la hora 11 del viernes 8 de enero, de 101,77 €/MWh, fue el más alto desde principios de marzo de 2018. En el caso de España y Portugal, el sábado 9 de enero, en la hora 21, se alcanzó un precio horario de 121,24 €/MWh. Este precio fue el más elevado desde diciembre de 2010 en España y desde enero de 2010 en Portugal. Pero el precio horario más elevado de la semana se alcanzó en el mercado N2EX de Gran Bretaña, cuando en la hora 19 del día 6 de enero se alcanzaron los 1000,04 £/MWh, el valor más alto de al menos los últimos 11 años en este mercado.

El incremento generalizado de la demanda eléctrica, influenciado por el descenso de las temperaturas, favoreció la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos durante la primera semana de enero. Además, la caída de la producción eólica en Europa y el descenso de la producción solar en países como Alemania, España, Italia o Portugal, así como el aumento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, también contribuyeron al incremento de los precios de la electricidad.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que durante la semana del 11 de enero los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos descenderán influenciados por la recuperación de la producción renovable. La excepción será el mercado MIBEL, donde los precios podrían continuar incrementándose.

 

Futuros de electricidad
Durante la primera semana de 2021 los precios del producto del segundo trimestre de este año subieron en todos los mercados de futuros de electricidad europeos analizados en AleaSoft. El mercado NASDAQ de los países nórdicos fue el de mayor incremento de precios, con un 30% de subida respecto a la última sesión de mercado de la semana anterior, el día 31 de diciembre de 2020. Le siguió muy de cerca el mercado ICE de la misma región, donde el aumento en el mismo período fue del 29%. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 2,7% del mercado ICE de Gran Bretaña y el 5,2% del mercado ICE de Bélgica.

Al analizar el comportamiento de los mercados para el producto del año calendario 2022 en el mismo período se observa una situación muy similar. La subida casi generalizada también liderada por los mercados de los países nórdicos. Pero en este caso, el mercado EEX de Gran Bretaña presentó un comportamiento completamente distinto, al registrarse una bajada del 13% entre la última sesión de la primera semana de 2021 y la última de la semana anterior. El mercado británico no solamente registró cambios en sus precios en el sentido contrario al resto de mercados, sino que además fue el tuvo mayor variación.

 

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el mes de marzo de 2021 en el mercado ICE iniciaron el año 2021 registrando el lunes 4 de enero un precio de cierre un 1,4% inferior al de la última sesión de 2020. Sin embargo, durante el resto de la semana los precios aumentaron y el viernes 8 de enero se alcanzó un precio de cierre de 55,99 $/bbl. Este precio fue el más elevado desde febrero de 2020.

El acuerdo alcanzado el martes 5 de enero por los estados miembros de la OPEP+ para limitar su producción en los meses de febrero y marzo, después de que el lunes no lograran llegar a un consenso, favoreció el incremento de los precios de la semana pasada. 

Sin embargo, la evolución de la pandemia de COVID19 y las medidas de confinamiento para intentar frenar el aumento de contagios comprometen la recuperación de la demanda. Además, la fortaleza del dólar también podría tener un efecto a la baja en la evolución de los precios del petróleo.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de febrero de 2021, la primera semana de enero, se mantuvieron por encima de los 17,50 €/MWh. El precio de cierre más elevado de la semana, de 20,12 €/MWh, se alcanzó el viernes 8 de enero. Este precio fue el más elevado desde octubre de 2019 y se vio favorecido por las bajas temperaturas del continente y por el hecho de que en Asia se ha producido un importante aumento de la demanda, también por las bajas temperaturas que se están registrando.

En cuanto 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 primera semana de enero tuvieron una tendencia en general ascendente. Como consecuencia, el viernes 8 de enero se alcanzó un precio de cierre de 34,91 €/t, el más alto como mínimo de los últimos seis meses. Las bajas temperaturas y la ausencia de subastas hasta final de enero favorecieron los precios altos de los futuros de derechos de emisión.

Noticias sobre energía - otras | Publicada por Barbara Candal | 12 de enero de 2021 | 480

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