Los precios de los mercados eléctricos europeos continuaron aumentando en la cuarta semana de agosto debido a la baja producción renovable y el aumento de la demanda. En algunos mercados se registraron precios diarios altos que no se veían desde diciembre de 2022. A pesar de esto, en el mercado MIBEL de España y Portugal se registraron precios de 0 €/MWh en ciertas horas del domingo 27 de agosto debido a la alta producción eólica.
Producción termosolar, fotovoltaica y producción eólica
Durante la semana del 21 de agosto, la producción solar fotovoltaica disminuyó en todos los mercados analizados respecto a la semana anterior. La mayor caída se registró en el mercado alemán, del 13%, seguido por el mercado francés, con una bajada del 10%. En el mercado español, que también incluye a la solar termoeléctrica, el descenso fue del 9,3%.En los mercados de Italia y Portugal las bajadas fueron del 8,7% y 7,1% respectivamente.
Para la semana del 28 de agosto, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que continúen descendiendo en todos los mercados analizados, excepto en el mercado español.
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.
Durante la segunda semana de agosto, la producción eólica aumentó en la mayoría de los mercados analizados. El mercado español fue el de mayor incremento, del 48%, donde el domingo 27 de agosto, se registró una producción eólica diaria de 247 GWh, el más alto desde el 19 de mayo de 2023. El mercado francés fue el segundo con mayor incremento, de un 43%, mientras que en el portugués la subida fue de un 27%. Por otra parte, en los mercados de Italia y Alemania la producción descendió un 3,1% y un 17% respectivamente.
Para la semana del 28 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en la mayoría de los mercados analizados, excepto en Portugal y Francia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 21 de agosto, la demanda eléctrica aumentó respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados. El mayor crecimiento, del 25%, se registró en el mercado italiano, seguido del aumento del 12% en el mercado español y del 9,4% en mercado portugués. Durante la semana en cuestión, estos tres países experimentaron incrementos en las temperaturas medias de entre 0,9°C y 1,6°C respecto a la semana precedente. En el resto de los mercados analizados, el aumento de la demanda osciló entre el 0,7% del mercado británico y el 9,3% del mercado francés, mientras que las temperaturas medias descendieron entre 0,6°C y 1,9°C. En la mayoría de los países europeos, el incremento de la demanda se debió a la recuperación de la laboralidad, tras el festivo del martes 15 de agosto, Asunción de la Virgen.
Para la última semana de agosto, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda eléctrica baje en todos los mercados europeos analizados excepto en el mercado portugués.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, NationalGrid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 21 de agosto, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios, del 42%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el menor incremento, del 3,8%, se registró en el mercado MIBEL de España y Portugal. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 21% del mercado EPEX SPOT de Alemania y los Países Bajos y el 30% del mercado IPEX de Italia.
En la cuarta semana de agosto, los promedios semanales fueron superiores a 110 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, con el menor promedio, de 47,08 €/MWh.Por otra parte, el precio promedio más elevado, de 137,67 €/MWh, fue el del mercado italiano. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 110,23 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal y los 121,78 €/MWh del mercado alemán.
Por lo que respecta a los precios horarios, el miércoles 23 de agosto se registraron los precios más elevados de la semana en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. En los mercados alemán, belga, francés y neerlandés, los precios superaron los 275 €/MWh y fueron los precios horarios más altos desde diciembre de 2022 en estos mercados. En cambio, los precios de los mercados español y portugués fueron los más altos desde marzo de 2023. El precio más elevado, de 291,93 €/MWh, se alcanzó en los mercados alemán y neerlandés de 20:00 a 21:00. En el caso de los mercados británico, italiano y nórdico, los precios horarios máximos de la semana se registraron el jueves 24 de agosto. En el mercado N2EX del Reino Unido y en el mercado IPEX de Italia se alcanzaron los precios horarios más altos desde febrero.
Por otra parte, el domingo 27 de agosto, se registraron seis horas con un precio de 0,00 €/MWh en los mercados español y portugués, donde ese día se alcanzaron valores elevados de producción eólica. En el mercado neerlandés, de 14:00 a 15:00, el precio fue de 0,01 €/MWh.
Durante la semana del 21 de agosto, el aumento del precio promedio del gas y el incremento generalizado de la demanda eléctrica propiciaron la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos. También contribuyeron a este comportamiento la caída generalizada de la producción solar y el descenso de la producción eólica en los mercados alemán e italiano.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la última semana de agosto los precios podrían disminuir en los mercados eléctricos europeos, influenciados por descensos de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados y el aumento de la producción eólica en mercados como el alemán, el español y el italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE iniciaron la cuarta semana de agosto con descensos. El precio de cierre mínimo semanal, de 83,21 $/bbl, se registró el miércoles 23 de agosto. Este precio fue un 0,3% menor al del miércoles anterior. Posteriormente, los precios se recuperaron y el viernes 25 de agosto se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 84,48 $/bbl, el cual todavía fue un 0,4% menor al del viernes anterior.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, durante los primeros días de la cuarta semana de agosto, se mantuvieron por encima de 40 €/MWh. El martes 22 de agosto se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 42,91 €/MWh. Este precio fue un 11% mayor al del martes anterior y el más alto desde el mes de abril. Sin embargo, después los precios cayeron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo semanal, de 31,94 €/MWh, el jueves 24 de agosto. Este precio fue un 13% menor al del jueves anterior y el más bajo desde el 8 de agosto. En la última sesión de la cuarta semana de agosto, se registró una subida del 8,9% respecto a la sesión anterior. Como consecuencia, el precio de cierre del viernes 25 de agosto fue de 34,78 €/MWh.
En la cuarta semana de agosto, las noticias sobre posibles convocatorias de huelgas en plantas exportadoras de gas natural licuado en Australia ejercieron su influencia sobre la evolución de los precios de los futuros de gas TTF. El riesgo de huelgas favoreció que los envíos de gas natural licuado por vía marítima a Europa descendieran, ya que se desviaron hacia los mercados asiáticos. El viernes, resurgieron los temores a las convocatorias de huelgas en Australia, propiciando el incremento de los precios.
En la última semana de agosto, los precios podrían continuar afectados por las noticias sobre las posibles convocatorias de huelgas en Australia. Además, las interrupciones de suministro debidas a los trabajos de mantenimiento en Noruega podrían ejercer su influencia al alza sobre los 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 de2023, el martes 22 de agosto alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 89,87 €/t. Este precio fue un 3,1% mayor al del martes anterior y el más alto desde el mes de julio. Pero el miércoles los precios iniciaron una tendencia descendente. Como resultado, el viernes 25 de agosto se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 85,39 €/t, que fue un 3,0% menor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El próximo webinar de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen está programado para el día 7 de septiembre. El webinar se centrará en los beneficios de los PPA para los grandes consumidores y electrointensivos y se contará con la participación de Pedro González, Director General de AEGE, Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía, en la mesa de análisis posterior. Además, se analizarán la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos y se explicarán los servicios de AleaSoft Energy Forecasting que contribuyen a la gestión de riesgos y a la transición energética.
El siguiente webinar de la serie se realizará el 19 de octubre. En este caso, participarán en el webinar ponentes de Deloitte.Los principales temas a analizar serán las perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2023?2024, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras.
