En la tercera semana de septiembre, los precios en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos fueron superiores a los de la semana anterior. Esta tendencia se vio favorecida por el descenso de la producción solar y eólica en la mayoría de los mercados. A pesar del descenso semanal, la producción eólica alcanzó niveles no vistos en varios meses en España, Portugal y Francia el día 17. Los futuros del gas y CO2 bajaron, y este último registró su precio de cierre más bajo desde el 6 de abril.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
En la semana del 16 de septiembre, la producción solar disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Los mercados portugués y español mostraron las mayores caídas, del 25% y 24%, respectivamente. Caídas tan importantes se observaron por última vez en la península ibérica a finales de marzo y principios de abril de 2024. El mercado francés mostró la menor caída, del 12%, invirtiendo la tendencia al alza de la semana anterior. En cambio, en el mercado alemán la producción solar aumentó un 36% después de dos semanas de caídas. En la semana del 23 de septiembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar aumentará en España pero caerá en Alemania e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
En la tercera semana de septiembre, también disminuyó la producción eólica semanal en la mayoría de los principales mercados europeos, invirtiendo la tendencia alcista de la semana anterior. El mercado italiano registró la mayor caída, de un 78%, mientras que, en Portugal, Alemania y España la producción eólica cayó un 27%, 18% y 15%, respectivamente. La excepción fue el mercado francés, donde la producción eólica aumentó un 5,4%.
A pesar de los descensos en la producción semanal, el martes 17 de septiembre la producción eólica diaria alcanzó niveles no vistos en varios meses. Durante esa jornada, el mercado español generó 257 GWh, la mayor producción diaria desde el 1 de junio. Asimismo, el mercado francés generó 232 GWh, valor no observado desde mediados de abril y el mercado portugués generó 63 GWh, la mayor producción desde mediados de mayo.
En la semana del 23 de septiembre, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, las tendencias a la baja se revertirán. La producción con esta tecnología aumentará en Alemania, Italia y la península ibérica. Sin embargo, en el mercado francés la producción eólica descenderá.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 16 de septiembre, la evolución intersemanal de la demanda eléctrica no mostró una tendencia homogénea en los principales mercados eléctricos europeos, en contraste con la tendencia a la baja observada la semana anterior. Gran Bretaña encabezó la lista de los mercados donde la demanda aumentó, con una subida del 3,0%. Le siguió el mercado portugués, donde la demanda aumentó por segunda semana consecutiva, esta vez un 2,1%. Los mercados belga y francés registraron los menores aumentos, del 0,8% y el 0,1%, respectivamente. En el mercado español la demanda se mantuvo similar a la semana anterior, mientras que los mercados italiano, alemán y neerlandés registraron una disminución de la demanda. En el mercado italiano la demanda cayó por tercera semana consecutiva, con un descenso del 4,6%. En los mercados alemán y neerlandés la demanda bajó por segunda semana consecutiva, con descensos del 2,3% y 2,1%, respectivamente.
Al mismo tiempo, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados. Los aumentos oscilaron entre 2,9°C en Francia y 4,0°C en los Países Bajos. En cambio, en Italia, España y Portugal, las temperaturas medias bajaron 2,1°C, 0,6°C y 0,4°C, respectivamente
En la semana del 23 de septiembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados alemán, francés, belga, holandés y británico. Por el contrario, en la península ibérica e Italia la demanda disminuirá.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de septiembre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Francia, Países Bajos y Bélgica, con bajadas del 17%, 2,9% y 0,7%, respectivamente. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró el mayor incremento porcentual de precios, del 91%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 0,5% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 18% en el mercado MIBEL de España y el mercado N2EX del Reino Unido.
En la tercera semana de septiembre, los promedios semanales fueron inferiores a 81 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado IPEX de Italia, con promedios de 95,81 €/MWh y 111,60 €/MWh, respectivamente. El mercado nórdico registró el menor promedio semanal, de 25,84 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 42,86 €/MWh del mercado francés y los 80,26 €/MWh del mercado alemán.
Por lo que respecta a los precios horarios, varios de los mercados analizados registraron precios cero o negativos en la tercera semana de septiembre. El precio más bajo de la semana, de ?3,95 €/MWh, se registró el sábado 21 de septiembre de 14:00 a 15:00 en los mercados alemán, francés, neerlandés y belga. Por otra parte, los días 16 y 17 de septiembre los mercados español, portugués y francés registraron precios cero durante varias horas, mientras que los días 18, 19 y 20 los mercados alemán, neerlandés y belga registraron precios negativos en algunas horas. El domingo 22 de septiembre el mercado alemán volvió a registrar horas con precios negativos. En cambio, el mercado italiano, donde no se alcanzaron precios cero o negativos, registró el precio horario más alto de la semana, de 180,32 €/MWh, el 16 de septiembre de 18:00 a 19:00.
Durante la semana del 16 de septiembre, el descenso de la producción eólica y solar en la mayoría de los principales mercados europeos contribuyó al aumento de los precios de los mercados eléctricos, a pesar del descenso de los precios del gas y el CO2 en el conjunto de la semana. El aumento de la demanda eléctrica en algunos mercados también ayudó a esta tendencia.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de septiembre, los precios disminuirán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados, favorecidos por la recuperación de la producción eólica en gran parte de los mercados y de la solar en España.
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 aumentaron en la mayoría de las sesiones y fueron superiores a 72 $/bbl. El lunes 16 de septiembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 72,75 $/bbl. Como consecuencia de la tendencia ascendente, el jueves 19 de septiembre estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 74,88 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 3 de septiembre. El vienes 20 de septiembre el precio de cierre descendió ligeramente hasta 74,49 $/bbl, pero todavía fue un 4,0% mayor al del viernes anterior.
En la tercera semana de septiembre, el descenso de las reservas de crudo estadounidenses y la preocupación por el suministro tras el huracán Francine ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. El recorte de las tasas de interés en Estados Unidos también contribuyó a la subida de los precios. Sin embargo, continuó la preocupación por la evolución de la demanda en China, evitando mayores subidas. Por otra parte, el incremento de la inestabilidad en Oriente Próximo podría propiciar que los precios continuaran aumentando en la cuarta semana de septiembre.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, se mantuvieron por debajo de 36 €/MWh durante la tercera semana de septiembre. El martes 17 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 35,55 €/MWh. Posteriormente, los precios descendieron y el jueves 19 de septiembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 33,08 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 27 de julio. El viernes 20 de septiembre, el precio de cierre aumentó hasta 34,44 €/MWh. Este precio todavía fue un 3,4% menor al del viernes anterior.
Durante la tercera semana de septiembre, continuaron las labores de mantenimiento en Noruega. Además, las labores de mantenimiento en el gasoducto Medgaz, que está previsto que se prolonguen durante la cuarta semana de septiembre, afectaron al flujo de gas procedente de Argelia. Sin embargo, los elevados niveles de las reservas europeas permitieron que los precios de los futuros de gas TTF se mantuvieran por debajo de 36 €/MWh. Por otra parte, las noticias sobre un posible pacto para el suministro de gas procedente de Azerbaiyán a través de Ucrania contribuyeron a la caída de los precios el jueves 19 de septiembre, aunque posteriormente estas noticias fueron rectificadas.
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 2024, el martes 17 de septiembre registraron su precio de cierre máximo semanal, de 64,34 €/t. Los días 18 y 19 de septiembre los precios de cierre descendieron. El jueves 19 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 62,82 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 6 de abril. El viernes 20 de septiembre el precio de cierre aumentó hasta 63,39 €/t. Sin embargo, este precio todavía fue un 2,5% 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 y la financiación de proyectos renovables
El jueves 19 de septiembre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebraron el webinar número 47 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, el webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el almacenamiento de energía, especialmente las baterías y el hidrógeno verde, así como la situación actual y las perspectivas del autoconsumo. Además, se realizó una explicación de los servicios de AleaSoft para las comercializadoras de energía. En la mesa de análisis, participaron Xavier Cugat, Product Director en Pylontech, y Francisco Valverde, profesional independiente para el desarrollo de las energías renovables.
El día 17 de octubre tendrá lugar el próximo webinar de la serie, que será el número 48. En este webinar participarán ponentes de Deloitte, que participan por quinta vez. Los temas analizados serán la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2024?2025, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras.
