VISÍTANOS en LATINOAMERICA
agosto 3, 2022
Casi tres veces menos que los principales mercados. La Excepción Ibérica baja drásticamente los precios del Pool
Según un análisis de AleaSoft Energy Forecasting, el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) se mostró sensiblemente más barato que Italia, Francia, Reino Unido y Bélgica; sólo fue superado por el Nord Pool, de los países nórdicos. La producción con renovables sigue en aumento.

Las interrupciones y temores sobre el flujo de gas hacia Europa durante el mes de julio dispararon los precios del gas en un 59% y arrastró los precios de los mercados eléctricos a máximos históricos.

El mercado ibérico es el único que registró una bajada gracias a la aplicación del tope en el precio del gas. Mientras, la producción solar fotovoltaica continúa aumentando año tras año por el aumento de la capacidad instalada.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica

La producción solar durante el mes de julio aumentó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting en comparación con el mes anterior y una vez corregido el efecto calendario.

Los mayores incrementos se registraron en el mercado francés con un incremento del 16%. En el mercado portugués el incremento entre esos períodos fue del 10%. Excepto en el mercado alemán, en el que la producción solar se redujo un 1,1%, en el resto de los mercados analizados el aumento con respecto al mes de junio fue de entre el 3,7% y el 4,7%.

En la comparación con el mes de julio de 2021, la producción solar creció un 56% en el mercado francés. En el mercado portugués el crecimiento fue del 46% mientras que en el resto de los mercados aumentó entre un 26% y un 17%.

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 aumentó un 23% en el mercado alemán y un tímido 0,5% en el mercado español en comparación con el mes de julio de 2021. En el resto de los mercados analizados la producción con esta tecnología se redujo entre un 15% y un 28%.

En la comparación respecto al mes anterior, el mayor aumento se registró también en el mercado alemán y fue del 27%, mientras que en el mercado español el incremento fue del 10%. En el resto de mercados la producción cayó entre un 1,4% y un 22%.

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

Demanda eléctrica

La demanda eléctrica en julio de 2022 creció en la mayoría de mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes del año anterior. El mayor incremento interanual de la demanda se registró en el mercado portugués, del 7,2%.

En los mercados de Italia, Francia, España y Alemania los aumentos fueron del 3,0%, 2,3%, 2,2% y 1,0% respectivamente.

El aumento de las temperaturas debido a la ola de calor sufrida en este período respecto a las registradas durante el mismo mes del año anterior provocó los incrementos de la demanda. Por otro lado, en los mercados de Países Bajos, Gran Bretaña y Bélgica, la demanda se comportó a la inversa, registrando descensos que estuvieron entre el 10% de Países Bajos y el 1,1% de Bélgica.

En cuanto a la comparación de julio respecto a junio de 2022, también se registraron aumentos de la demanda en la mayoría de los mercados de Europa. Los mayores incrementos se registraron en los mercados de Italia, Portugal y España, de un 8,0%, un 7,6% y un 6,9% respectivamente.

En los mercados de Alemania, Países Bajos, Gran Bretaña y Francia las subidas estuvieron entre el 3,9% de Alemania y el 1,0% de Francia. Por el contrario, en el mercado belga la demanda disminuyó para este período en un 5,1%.

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

Mercados eléctricos europeos

En el mes de julio de 2022, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 285 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting.

Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un promedio de 94,02 €/MWh, y el mercado MIBEL de España y Portugal, con 142,66 €/MWh y 143,80 €/MWh respectivamente. En cambio, el precio promedio mensual más alto, de 441,65 €/MWh, fue el del mercado IPEX de Italia, seguido por el del mercado EPEX SPOT de Francia, de 400,87 €/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 285,92 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido y los 321,33 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgica.

Los altos precios mensuales registrados en el mes de julio fueron máximos históricos en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Italia y los Países Bajos. Por otra parte, pese a que los precios del mercado MIBEL estuvieron entre los más bajos, parte de los consumidores pagaron un precio mayor como compensación por la limitación del precio del gas aplicada en este mercado. En el mercado español, el promedio de este precio fue de 257,39 €/MWh en el mes de julio.

En comparación con el mes de junio de 2022, en julio los precios promedio subieron en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron los mercados nórdico, español y portugués, con caídas del 19%, 16% y 15% respectivamente.

Por otra parte, la mayor subida, del 63%, se registró en el mercado italiano, mientras que el menor incremento fue el del mercado alemán, del 44%. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 46% del mercado neerlandés y el 61% del mercado francés.

Si se comparan los precios promedio del mes de julio con los registrados en el mismo mes de 2021, los precios aumentaron en todos los mercados. La menor subida de precios fue la del mercado español, del 54%, seguida por la del mercado portugués, del 55%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 74% del mercado Nord Pool y el 412% del mercado francés.

Por lo que respecta a los precios horarios, en julio se registraron precios horarios por encima de 600 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Italia y los Países Bajos, alcanzándose un precio de 820,87 €/MWh el día 20 de julio entre las 9:00 y las 10:00 en el mercado francés. En el mercado británico, también se registró un precio horario superior a 600 £/MWh en julio.

En cambio, pese a los elevados promedios mensuales, en julio se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica y los Países Bajos. El precio horario más bajo, de ‑89,95 €/MWh, fue el registrado en el mercado belga el domingo 24 de julio entre las 13:00 y las 14:00.

En el mes de julio, el incremento de los precios del gas y una mayor demanda en la mayoría de los mercados, así como el descenso de la producción eólica en alguno de ellos, propiciaron que los precios aumentaran en comparación con el mes de junio en casi todos los mercados eléctricos analizados, pese al incremento generalizado de la producción solar.

Al comparar con julio de 2021, la situación fue parecida. En julio de 2022, los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 fueron mucho mayores a los del mismo mes de 2021, lo que contribuyó a que la subida de precios de los mercados eléctricos fuera generalizada.

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

Futuros de electricidad

Durante el recién concluido mes de julio, los futuros de electricidad para el próximo año calendario 2023 registraron un comportamiento al alza. Los incrementos entre la primera y última sesiones del mes van desde el 18% del mercado OMIP de España y Portugal para ambos países, hasta el 40% registrado en el mercado EEX de Reino Unido. El mercado NASDAQ de los países nórdicos y el mercado ICE de la misma región tuvieron un precio de cierre en la última sesión del mes de 140,00 €/MWh y 140,43 €/MWh respectivamente.

Estas cifras son una muestra de los elevados precios que se están registrando actualmente en los mercados de futuros, pues la región nórdica es, con diferencia, la zona con los precios de electricidad más bajos, y las cifras actuales de los precios de este producto de futuros son superiores a los valores de inicios de año en el mercado EEX de Francia, que ha sido durante la mayor parte del año, el mercado con los precios más altos.

Precisamente, en la última sesión de julio el precio de cierre de este mercado fue el más alto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, de 497,25 €/MWh. Esta cifra representa también el incremento absoluto más alto del mes, de 132,96 €/MWh que representan una subida del 36%.

Fuente: Elaborado por AleaSoft usando datos de EEX, OMIP e ICE.

0 comentarios

Enviar un comentario

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

Suscríbase a nuestro Newsletter

Mantenemos sus datos en privado y sólo los compartimos con aquellas terceras partes que hacen el servicio posible. Lea nuestra política de privacidad para más información.

Generic selectors
Exact matches only
Search in title
Search in content
Post Type Selectors