En la tercera semana de septiembre, los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. Esta caída se produjo gracias al descenso de la demanda y a un importante aumento de la producción eólica en varios mercados, que contrarrestó el aumento de los precios del gas y el CO2. El 25 de septiembre los futuros de gas TTF alcanzaron el valor más alto desde principios de abril y el día 18 el Brent registró el mayor precio de cierre desde noviembre de 2022.
Producción termosolar, fotovoltaica y eólica
En la semana del 18 de septiembre, la producción solar disminuyó en casi todos los mercados analizados respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor caída, del 22%. Los otros mercados en los que la producción solar disminuyó fueron Francia, con un 2,0% de descenso, e Italia, con un 18%. La excepción a esta tendencia fue la Península Ibérica, donde se registró un incremento intersemanal del 12%. Además, el domingo 24 de septiembre en el mercado español se alcanzó la mayor producción solar termoeléctrica desde principios del mes de septiembre, con 22 GWh generados, y el miércoles 20 de septiembre se registró la segunda mayor producción fotovoltaica en el mismo período, con 126 GWh generados. Asimismo, en el mercado portugués se generaron 13,8 GWh de energía fotovoltaica el 23 de septiembre, el valor más alto desde finales de agosto.
Para la semana del 25 de septiembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting se espera un aumento en todos los mercados analizados.
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 cuanto a la producción eólica, en la semana del 18 de septiembre se registró un aumento intersemanal en la mayoría de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting. El mayor aumento, del 295%, se registró en el mercado italiano, seguido del 210% del mercado alemán. El menor incremento, del 28%, se registró en el mercado español. La excepción fue el mercado portugués con una caída de la producción eólica del 38%.
Durante la tercera semana de septiembre, la producción eólica diaria alcanzó niveles no vistos desde la primavera o el verano en varios mercados. En España, por ejemplo, el 21 de septiembre se generaron 290 GWh con esta tecnología, el cual es el valor más alto desde mayo de este año. En el mercado alemán, el 19 de septiembre se generaron 653 GWh, que es la mayor producción eólica en este mercado desde la segunda semana de agosto. Asimismo, un día después, el 20 de septiembre, en el mercado francés se generaron 191 GWh, un nivel no alcanzado desde el 6 de agosto.
Para la semana del 25 de septiembre las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la misma disminuirá en todos los mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 18 de septiembre, la demanda eléctrica disminuyó respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados. La mayor caída, del 9,2%, se observó en el mercado de los Países Bajos, seguido del mercado español, donde el descenso fue del 5,1%. La menor caída se registró en Alemania y fue del 0,3%. En el resto de los mercados analizados, la caída de la demanda osciló entre el 1,8% de Bélgica y el 4,2% de Portugal.
Durante el mismo período, las temperaturas medias bajaron en todos los mercados analizados en comparación con la semana anterior. El menor descenso se registró en Italia, el cual fue de 0,3 ºC. En el resto de los mercados analizados, las temperaturas medias disminuyeron desde los 1,5 ºC de Portugal a los 3,4 ºC de Francia.
Para la semana del 25 de septiembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda eléctrica siga cayendo en la mayoría de los mercados europeos analizados, a excepción de Francia y la Península Ibérica.
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 18 de septiembre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting bajaron respecto a la semana anterior. La mayor caída, del 87%, se alcanzó en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, mientras que el menor descenso, del 1,5%, se registró en mercado MIBEL de Portugal. En el resto de los mercados, los precios cayeron entre el 4,2% del mercado español y el 31% del mercado EPEX SPOT de Alemania, Bélgica y los Países Bajos.
En la tercera semana de septiembre, los promedios semanales fueron inferiores a 100 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado portugués y el mercado IPEX de Italia, que alcanzaron los 102,26 €/MWh y los 118,27 €/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio más bajo, de 2,62 €/MWh, fue el del mercado nórdico. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 68,42 €/MWh del mercado francés y los 99,43 €/MWh del mercado español.
Por lo que respecta a los precios horarios, los días 19, 20 y 24 de septiembre se registraron precios negativos en los mercados alemán, belga, francés y neerlandés. En el mercado nórdico, además de estos días, se alcanzaron precios horarios negativos, los días 21, 25 y 26 de septiembre. Asimismo, el precio del mercado Nord Pool del día 19 se quedó por debajo de cero, al promediar ?0,60 €/MWh. En el caso del mercado británico, los precios horarios negativos se registraron los días 19, 20 y 25 de septiembre. El precio horario más bajo, de ?5,74 €/MWh, se alcanzó en el mercado alemán el día 19 de septiembre, de 14:00 a 15:00. Este precio fue el menor desde la primera mitad de agosto en este mercado.
Por otra parte, en el mercado español, el domingo 24 de septiembre, de 12:00 a 16:00, el precio fue de 0 €/MWh. En el mercado italiano, ese día, de 13:00 a 15:00, se registró un precio de 10,00 €/MWh, el más bajo desde el mes de mayo.
Durante la semana del 18 de septiembre, pese al incremento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2, el descenso generalizado de la demanda eléctrica y el importante incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados propiciaron la caída de los precios de los mercados eléctricos europeos.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de septiembre los precios de los mercados eléctricos europeos podrían aumentar, influenciados por el descenso de la producción eólica, así como por incrementos de la demanda en algunos mercados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
En la tercera semana de septiembre, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE se mantuvieron por encima de 93 $/bbl. El precio de cierre mínimo semanal, de 93,27 $/bbl, se registró el viernes 22 de septiembre y fue un 0,7% menor al del viernes anterior. Por otra parte, el precio de cierre máximo semanal, de 94,43 $/bbl, se alcanzó el lunes 18 de septiembre. Este precio fue un 4,2% mayor al del lunes anterior y el más alto desde la primera quincena de noviembre de 2022.
En la tercera semana de septiembre, los recortes de producción de Arabia Saudí y Rusia propiciaron que los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent alcanzaran valores superiores a 93 $/bbl. Sin embargo, la preocupación por la evolución de la economía y las expectativas de tipos de interés elevados durante más tiempo ejercieron su influencia a la baja sobre los precios, contribuyendo al descenso de estos durante la semana.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, el lunes 18 de septiembre registraron un precio de cierre de 34,47 €/MWh, un 3,8% menor al del lunes anterior. Pero, a partir del martes 19 de septiembre los precios empezaron a aumentar. Esta tendencia creciente continuó el lunes 25 de septiembre, cuando se alcanzó un precio de cierre de 44,44 €/MWh. Este precio fue un 29% mayor al del lunes 18 de septiembre y el más alto desde principios de abril.
En la tercera semana de septiembre, la cercanía de los meses más fríos propició el incremento de los precios de los futuros de gas TTF, pese a los elevados niveles de las reservas europeas. Las alteraciones en el flujo de gas procedente de Noruega, que se extenderán al mes de octubre, también ejercieron su influencia al alza sobre los precios. Mientras tanto, el conflicto laboral en plantas exportadoras de gas natural licuado australianas continúa.
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 2023, el lunes 18 de septiembre, se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 80,84 €/t. Este precio fue un 1,0% menor al del lunes anterior y el más bajo desde principios de junio. Sin embargo, durante el resto de las sesiones de la tercera semana de septiembre los precios aumentaron. Como consecuencia, el precio de cierre máximo semanal, de 85,48 €/t, se alcanzó el viernes 22 de septiembre y fue un 3,9% mayor 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 y la financiación y valoración de proyectos renovables
El jueves 19 de octubre se celebrará el próximo webinar de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. En el webinar participarán por cuarta vez ponentes de Deloitte. Además de las perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2023?2024, se analizarán la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras.
