Ayer, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, advirtió desde Eslovenia la necesidad de «una intervención de emergencia» y una «reforma estructural» del mercado eléctrico europeo tras los altísimos precios que se venían registrando (ver al pie).

Si bien uno de los principales países en oponerse a este tipo de intervenciones, como la que instrumentó España y Portugal con el tope de precios al gas para la generación de energía eléctrica (-ver artículo ‘Los aspectos perfectibles de una Excepción Ibérica que comienza a ser la envidia de Europa’-), ahora el ministro de Economía de ese, Robert Habeck, ha admitido la necesidad de una «reforma moderada» del sistema.

En efecto, el próximo 9 de septiembre se desarrollará una reunión extraordinaria de ministros de Energía para comenzar a abordar este tema.

Cabe señalar que, tal como adelantó Energía Estratégica España, a través de un reporte compartido por la consultora ICIS –ver artículo- sólo Italia, Chipre e Irlanda podrían aplicar una medida como la Excepción Ibérica.

Precios (y la clara ventaja de España y Portugal)

De acuerdo a un reporte de AleaSoft Energy Forecasting, en la semana del 22 de agosto, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados por la consultora aumentaron respecto a la semana anterior.

La mayor subida de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 38%, seguida por la subida del 33% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En cambio, los menores aumentos, del 17% y el 19%, fueron los del mercado MIBEL de España y Portugal, respectivamente. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 22% del mercado EPEX SPOT de Alemania y los Países Bajos y el 29% del mercado IPEX de Italia.

En la cuarta semana de agosto, el promedio más elevado, de 646,90 €/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el del mercado francés, de 611,61 €/MWh.

Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados español y portugués, de 168,92 €/MWh y 173,26 €/MWh, respectivamente.

Estos precios más bajos en el mercado ibérico se deben al tope que se está aplicando al precio del gas que se usa como referencia para las ofertas de las centrales generadoras de electricidad. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 315,41 €/MWh del mercado Nord Pool y los 602,09 €/MWh del mercado británico.

Pese a que los precios del mercado MIBEL fueron los más bajos, una parte de los consumidores deben pagar 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 aumentó hasta 378,67 €/MWh en la semana del 22 de agosto.

Por lo que respecta a los precios horarios, el miércoles 24 de agosto de 19:00 a 20:00 se registraron precios horarios de 850,00 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y los Países Bajos. Pero estos precios fueron superaros por los del lunes 29 de agosto, que a esa misma hora llegaron hasta los 871,00 €/MWh en estos mercados.

En el mercado británico, el día 23 de agosto a la misma hora, se registró un precio de 779,03 £/MWh. En el caso de Italia, se alcanzó un precio récord de 870,00 €/MWh el sábado 27 de agosto de 20:00 a 21:00, mientras que en el caso del mercado Nord Pool, se alcanzó un máximo histórico de 644,17 €/MWh el lunes 29 de agosto de 19:00 a 20:00.

En cambio, en la tarde del domingo 28 de agosto, se registraron tres horas con precios negativos en el mercado neerlandés.

El precio más bajo, de ‑37,25 €/MWh, se alcanzó entre las 15:00 y las 16.00 y fue el precio horario más bajo de este mercado desde la segunda mitad de julio.

Durante la semana del 22 de agosto, los precios del gas registraron récords que arrastraron a los mercados eléctricos europeos.

Además, la demanda aumentó en la mayoría de los mercados y la producción eólica descendió respecto a la semana anterior en España, Italia y Portugal. En la península ibérica, también descendió la producción solar.

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

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 29 de agosto los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando, influenciados por la evolución de los precios del gas, la recuperación de la demanda y el descenso de la producción renovable en algunos mercados.

Futuros por las nubes

Los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre continuaron subiendo durante la semana del 22 de agosto. Se trata de una considerable subida generalizada. El mayor incremento porcentual fue el registrado en el mercado EEX de Alemania, con un 61% de subida entre las sesiones del 19 y el 26 de agosto.

El mercado EEX de Reino Unido fue donde se registró la menor subida porcentual, del 27%. Continúa llamando la atención el mercado EEX de Francia, que no solo alcanzó las cuatro cifras la semana pasada, sino que en esta semana continuó subiendo al punto de alcanzar en la última sesión el precio de cierre de 1659,88 €/MWh.

En el mercado EEX de España y en el mercado OMIP de España y Portugal, los precios también subieron proporcionalmente al resto de mercados europeos, pero las cifras alcanzadas son muy inferiores, debido al mecanismo de tope del precio del gas en la península ibérica.

Por su parte, los futuros de electricidad para el próximo año 2023 tuvieron un comportamiento similar. En este caso el mercado alemán fue también el de mayor incremento, con una subida del 76%.

El mercado EEX de Italia fue donde los precios subieron menos, con un aumento del 22%. En la sesión del viernes 26 de agosto, también alcanzó las cuatro cifras el precio de este producto en el mercado francés, al cerrar en 1130 €/MWh.