La nueva subida de los precios del gas y los récords del CO2 llevan de nuevo los futuros a precios máximos

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Los récords de precios del CO2 que se han encadenado en las últimas semanas y un nuevo repunte de precios del gas están llevando los precios de los futuros de electricidad a precios históricos en mercados del centro de Europa, o cerca de los niveles históricos máximos en otros mercados como el ibérico. Por otro lado, el descenso de la fotovoltaica, pero también la acumulación de festivos en algunos países, llevaron a comportamientos variados en los mercados eléctricos en la segunda semana de diciembre.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

Durante la semana del 6 de diciembre la producción solar descendió de manera generalizada en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting respecto a la semana anterior. En los mercados de España, Alemania e Italia, la producción bajó un 15%, mientras que en los mercados de Francia y Portugal los descensos fueron del 14% y 11% respectivamente.

Aunque la tendencia estacional es a la baja por la disminución de la radiación solar, para la semana del 13 de diciembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting prevén una recuperación en los mercados de Italia, Alemania y España respecto a la semana precedente gracias a las condiciones meteorológicas que se esperan.

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

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

La producción eólica durante la semana del 6 de diciembre aumentó en el mercado ibérico e italiano respecto a la semana del 29 noviembre. En el mercado italiano el incremento fue del 8,9%, mientras que en el mercado ibérico el aumento fue del 13%, donde el miércoles 8 de diciembre se registró la mayor producción eólica en España desde finales de enero de este año y además se registró el récord histórico de producción eólica instantánea superando por primera vez los 20 000 MW. Por otra parte, en los mercados de Alemania y Francia, la producción con esta tecnología se redujo en un 40% y un 10%, respectivamente, para el mismo período.

Para la semana del 13 de diciembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un descenso generalizado de la producción con esta tecnología en los mercados europeos analizados respecto a la obtenida durante la segunda semana de diciembre.

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

Demanda eléctrica

La demanda eléctrica descendió en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la semana del 6 de diciembre respecto a la semana anterior. El comportamiento en el mercado español estuvo marcado por la disminución de la actividad laboral a causa de los festivos del 6 y el 8 de diciembre. Estos festivos provocaron que la demanda española cayera un 7,2%. Al corregir los efectos de estos festivos, el descenso de la demanda fue del 2,0%. En el mercado italiano se registró una bajada del 3,3% mientras que en el resto de mercados las caídas fueron inferiores al 2,0%.

Por otra parte, la demanda se incrementó ligeramente en los mercados de Bélgica, Gran Bretaña y Francia, con ascensos del 1,4%, 1,1% y 0,2% respectivamente. Cabe destacar, que los mercados belga y francés registraron subidas por sexta semana consecutiva, en una tendencia ascendente que comenzó a finales de octubre con la bajada de las temperaturas a medida que avanza el período invernal.

Las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft Energy Forecasting, para la semana del 13 de diciembre, indican un comportamiento heterogéneo en los mercados europeos, incrementándose en la península ibérica y disminuyendo en otros mercados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 6 de diciembre, los precios de algunos de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior, mientras que en otros mercados los precios descendieron. Entre los aumentos de precios, la mayor subida fue la del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 36%. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 2,0%. También aumentaron los precios alrededor de un 7% en los mercados de Bélgica y de los Países Bajos. En el resto de los mercados, los precios disminuyeron entre el 2,7% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 4,1% del mercado N2EX del Reino Unido.

En la segunda semana de diciembre, casi todos los mercados analizados alcanzaron precios promedio semanales superiores a 205 €/MWh. La excepción fue el mercado Nord Pool, que tuvo el menor promedio, de 160,02 €/MWh. Por otra parte, el precio promedio semanal más elevado, de 260,51 €/MWh, fue el del mercado EPEX SPOT de Francia. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 207,42 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 255,49 €/MWh del mercado IPEX de Italia.

Por lo que respecta a los precios diarios, el más elevado de la semana, de 287,50 €/MWh, se alcanzó el jueves 9 de diciembre en el mercado francés. En cambio, el menor precio diario de la semana, de 108,73 €/MWh, se registró en el mercado MIBEL de España y Portugal el miércoles 8 de diciembre, día festivo en estos países.

Durante la semana del 6 de diciembre, los altos precios del gas y el CO2 favorecieron precios elevados en los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, en la segunda semana de diciembre, el descenso de la demanda y el incremento de la producción eólica en países como España, Italia o Portugal permitieron el descenso de los precios en estos mercados. También contribuyó a esta tendencia el hecho de que los niveles de producción nuclear en España se recuperan respecto a semanas anteriores.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que la semana del 13 de diciembre los precios podrían aumentar en los mercados eléctricos europeos, favorecidos por el descenso generalizado de la producción eólica, el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados y los niveles altos de precios del gas y del CO2.

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

Futuros de electricidad

Al comparar los precios de cierre de la última sesión de las dos primeras semanas transcurridas de diciembre, se observa un incremento generalizado en los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Los mayores aumentos se registraron en el mercado OMIP de España y Portugal, con más de un 15% de subida entre el viernes 3 de diciembre y el viernes 10 de diciembre. Por otra parte, el mercado EEX de Francia fue en el que menos variaron los precios, con un 1,1% de diferencia entre ambas sesiones.

Atendiendo a los precios de los futuros de electricidad para el año 2022, en el mercado ICE de Bélgica es donde se registraron las mayores subidas, de más del 25%. Le siguió muy de cerca el mercado EEX de Reino Unido. La región nórdica, tanto en el mercado ICE como en el mercado NASDAQ, fue donde menos incremento tuvieron estos productos, aumentando entre las sesiones analizadas un 4,3% y 4,8% respectivamente.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de los futuros de petróleo Brent para el FrontMonth en el mercado ICE iniciaron la segunda semana de diciembre con aumentos. Así, el miércoles 8 de diciembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 75,82 $/bbl, el cual fue un 10% superior al del mismo día de la semana anterior. El jueves el precio de cierre descendió ligeramente. Pero el viernes 10 de diciembre los precios se recuperaron hasta los 75,15 $/bbl. Este precio fue un 7,5% mayor al del viernes anterior.

Las expectativas de que la nueva variante del coronavirus no afecte significativamente la demanda y las perspectivas de crecimiento económico permitieron que los precios de los futuros de petróleo Brent aumentasen durante la segunda semana de diciembre. El incremento de las tensiones internacionales por los movimientos de tropas rusas cerca de la frontera con Ucrania también ejerció su influencia al alza sobre los precios. Sin embargo, aún existen ciertos temores por los efectos de la expansión la nueva variante Ómicron sobre la evolución de la demanda, mientras las restricciones de movilidad aumentan en muchos países debido al incremento de los contagios.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el FrontMonth, durante la segunda semana de diciembre, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 105,78 €/MWh el viernes 10 de diciembre. Este precio fue un 18% mayor al del viernes anterior y el más elevado desde principio de octubre. Las previsiones de bajas temperaturas para el primer trimestre de 2022 contribuyeron al incremento de precios.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, durante la segunda semana de diciembre, registraron precios de cierre superiores a 80 €/t. El miércoles 8 de diciembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana de 88,88 €/t. Este precio fue un 16% mayor al del miércoles anterior y el nuevo récord de precio para los futuros de los derechos de emisión de CO2.

 

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

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