En agosto, los precios de los mercados eléctricos europeos rompieron los récords que, en la mayoría de casos, se habían marcado en julio.

El promedio mensual superó los 435 €/MWh en casi todos los mercados y hubo horas por encima de 800 €/MWh en algunos casos.

Detrás de estas subidas se encuentran los precios del gas, que marcaron su máximo histórico mensual en agosto. También influenciaron los precios del CO2, que registraron un nuevo récord el 19 de agosto.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica

En agosto de 2022, la producción solar aumentó de forma interanual en todos los mercados eléctricos europeos analizados por AleaSoft Energy Forecasting. Los incrementos estuvieron entre el 8,8% del mercado italiano y el 38% del mercado alemán.

Sin embargo, respecto a julio de este año, se registró un descenso generalizado de la producción solar, con bajadas que estuvieron entre el 11% de Francia y el 3,9% de Portugal.

Cabe destacar que en Francia se registró la mayor producción horaria hasta el momento, de 10 701 MWh, el 7 de agosto entre las 13:00 y las 14:00. En Portugal también se registró un récord de producción solar horaria, el 31 de agosto entre las 13:00 y las 14:00, en este caso de 1258 MWh.

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.

En el caso de la producción eólica, se registró un incremento interanual del 7,7% en España peninsular. Sin embargo, en el resto de los mercados la producción con esta tecnología bajó, siendo el mayor descenso el del mercado alemán, del 44%.

Al comparar la producción de agosto con la de julio de este mismo año, se registró una subida del 20% en Italia y del 11% en Francia, mientras que en el resto de mercados la producción eólica bajó, entre el 37% de Alemania y el 8,4% de Portugal.

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

Demanda eléctrica

La demanda eléctrica en agosto de 2022 descendió en la mayoría de los mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes del año anterior. La mayor bajada interanual se registró en el mercado de Países Bajos, que fue del 6,2%, seguido por el descenso del 5,6% del mercado británico.

En los mercados de Italia y España las bajadas fueron del 2,9% y 0,6% respectivamente. En el mercado belga la demanda fue similar a la registrada en agosto de 2021, siendo inferior en 3,2 GWh.

Por otro lado, en los mercados de Portugal, Francia y Alemania la demanda se comportó al alza, registrando incrementos que estuvieron entre el 2,3% de Portugal y el 1,4% de Alemania.

En cuanto a la comparación respecto a julio de 2022, en el mes de agosto también se registraron bajadas de la demanda en la mayoría de los mercados de Europa.

El mayor descenso se registró en el mercado italiano, el cual fue de un 17%, seguido por las bajadas de los mercados de Portugal, España, Francia y Alemania, de un 8,4%, 6,8%, 5,8% y 2,8% respectivamente. Por el contrario, en los mercados de Bélgica, Países Bajos y Gran Bretaña, la demanda aumentó en este período en un 1,7%, un 1,6% y un 0,2% en cada caso.

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 agosto de 2022, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 435 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting.

Las excepciones fueron el mercado MIBEL de España y Portugal, en el que desde mediados de junio de este año se aplica un tope al precio del gas que se usa como referencia en las ofertas de venta, donde se promediaron 154,89 €/MWh y 157,27 €/MWh, respectivamente, y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un promedio de 222,86 €/MWh. En cambio, el precio promedio mensual más alto, de 543,15 €/MWh, fue el del mercado IPEX de Italia, seguido por el del mercado EPEX SPOT de Francia, de 492,49 €/MWh.

En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 437,82 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido y los 465,18 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.

Los precios mensuales registrados en el mes de agosto fueron máximos históricos en casi todos los mercados analizados, excepto en España y Portugal, donde se aplicó la excepción ibérica.

Sin embargo, pese a que los precios del mercado MIBEL fueron 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 308,63 €/MWh en el mes de agosto, que también es el valor más alto de la historia.

En comparación con el mes de julio de 2022, la mayor subida, del 137%, se registró en el mercado nórdico, mientras que los menores incrementos fueron los del mercado español y portugués, del 8,6% y el 9,4% respectivamente. El resto de los mercados tuvieron aumentos de entre el 23% de los mercados francés e italiano y el 53% del mercado británico.

Si se comparan los precios promedio del mes de agosto con los registrados en el mismo mes de 2021, la menor subida de precios fue la del mercado español, del 46%, seguida por la del mercado portugués, del 48%. En el resto de los mercados, los incrementos estuvieron entre el 241% del mercado Nord Pool y el 537% del mercado francés.

Por lo que respecta a los precios horarios, en agosto se registraron valores por encima de 800 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Italia y los Países Bajos, alcanzándose un precio de 1021,73 €/MWh el día 30 de agosto entre las 21:00 y las 22:00 en el mercado francés. En el caso del mercado británico, se registraron precios horarios superiores a 700 £/MWh en agosto.

No obstante, aunque los promedios mensuales fueron elevados, en agosto se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Bélgica y los Países Bajos.

El precio horario más bajo, de ‑37,56 €/MWh, fue el registrado en el mercado belga el martes 2 de agosto entre las 14:00 y las 15:00.

Los precios del gas en el mes de agosto alcanzaron un máximo histórico. Esto, junto con precios más altos de los derechos de emisión de CO₂, propició los precios récord alcanzados en los mercados eléctricos europeos. Además, en comparación con el mes de julio, la producción solar disminuyó de forma generalizada y la producción eólica fue inferior en Alemania y la península ibérica.

Al comparar con agosto de 2021, el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados y el incremento generalizado de la producción solar no pudieron compensar el efecto de las importantes subidas de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO₂, que fueron mucho mayores a los del mismo mes de 2021. El descenso de la producción eólica en casi todos los mercados también contribuyó a las subidas de precios de los mercados eléctricos.

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

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad para el año 2023 tuvieron un comportamiento predominantemente al alza durante el recién concluido mes de agosto. El mercado EEX de Francia llegó incluso a alcanzar las cuatro cifras, cuando el 26 de agosto registró un precio de cierre de 1130,00 €/MWh. En los mercados europeos de futuros analizados en AleaSoft Energy Forecasting se alcanzaron máximos históricos en esa fecha.

Como es habitual, la región de los países nórdicos, tanto en el mercado ICE como en el mercado NASDAQ se mantuvo durante el mes registrando los precios más bajos de Europa. También en este período se hizo más notable el efecto de la excepción ibérica, al posicionarse los precios del mercado OMIP de España y Portugal como los segundos más bajos de los analizados, un comportamiento que se está produciendo desde que se anunció que se llevaría a cabo esta medida.

En las últimas tres sesiones del mes, los precios de todos los mercados cayeron. Este comportamiento es en gran parte motivado por las declaraciones de Ursula Von der Leyen, Presidenta de la Comisión Europea, sobre una posible intervención de emergencia en el diseño del mercado ante la aparición de precios desorbitados como consecuencia de las presiones rusas sobre el suministro de gas.

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

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting