En la primera semana de marzo, la producción solar fotovoltaica alcanzó el mayor valor diario para un mes de marzo de la historia en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Esto no impidió que los precios promedio semanales de los mercados fueran superiores a los de la semana anterior, ayudados por el aumento de la demanda y los precios del gas y CO2, así como por una menor producción eólica en la mayoría de los mercados. El mercado MIBEL volvió a registrar los menores precios y el domingo 10 de marzo alcanzó el precio más bajo desde febrero de 2014.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 4 de marzo, la producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado italiano experimentó el mayor aumento, del 44%, revirtiendo la tendencia a la baja de las dos semanas anteriores. El mercado alemán registró el menor incremento, de un 16%, subiendo consistentemente por cuarta semana consecutiva. Sólo en la península ibérica se observó un descenso de la producción solar, de un 6,5% en Portugal y de un 12% en España.
En la mayoría de los mercados analizados, se registraron los niveles de producción fotovoltaica diaria más altos jamás registrados para un mes de marzo. La lista comienza con el mercado alemán, que el 8 de marzo produjo 249 GWh, que es además el mayor valor desde mediados de septiembre. El mercado español generó 137 GWh dos días seguidos, el 5 y 6 de marzo, nivel visto por última vez en verano, el 31 de agosto. El mercado francés generó 85 GWh el 7 de marzo, que también es el mayor valor desde finales de septiembre. La lista la cierra Portugal, donde el 5 de marzo la producción solar alcanzó los 13 GWh, valor ligeramente inferior a los récords registrados en febrero, pero que de momento es el más alto registrado en un mes de marzo en toda la historia.
Para la semana del 11 de marzo, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia alcista de esta semana continuará y la producción solar aumentará en Alemania, España e Italia.
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 la semana del 4 de marzo, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado francés registró el mayor descenso, de un 32%, continuando la tendencia de la semana anterior. El mercado portugués registró el menor descenso, de un 13%, revirtiendo los aumentos de las dos semanas anteriores. Por el contrario, la producción eólica en Alemania aumentó un 28%. El mercado italiano siguió una tendencia similar por tercera semana consecutiva, esta vez con un aumento del 7,6%.
Para la semana del 11 de marzo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la tendencia decreciente continuará en la península ibérica y Francia. Italia también verá una disminución de la producción eólica, revirtiendo la tendencia alcista de las últimas semanas. Sólo se espera que la producción eólica aumente en Alemania.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 4 de marzo, la demanda eléctrica cayó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos de forma intersemanal, invirtiendo la tendencia alcista de la semana anterior. Las caídas oscilaron entre el 0,5% en los mercados italiano y alemán y el 4,7% en el mercado belga. En los mercados neerlandés y alemán la demanda cayó por cuarta y segunda semana consecutiva, respectivamente. La península ibérica fue la excepción a la tendencia a la baja observada en el resto de los mercados analizados. Los mercados portugués y español registraron un aumento de la demanda, por tercera semana consecutiva, del 0,3% y1,0%, respectivamente.
En la primera semana de marzo, las temperaturas medias bajaron entre 0,1°C y 0,7°C en comparación con la semana anterior en la mayoría de los mercados europeos analizados. Sólo en Gran Bretaña, Bélgica y Francia las temperaturas medias aumentaron entre 0,5°C y 0,9°C.
Para la semana del 11 de marzo, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, habrá un aumento en Alemania, Portugal, Gran Bretaña y los Países Bajos, revirtiéndose en la mayoría de los casos la tendencia a la baja de la semana anterior. Por el contrario, la demanda caerá en el mercado francés, español, italiano y belga.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
Durante la semana del 4 de marzo, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos continuaron aumentando. La excepción fue el mercado EPEX SPOT de Alemania y de los Países Bajos, con caídas del 4,1% y el 7,0%, respectivamente. En cambio, el mercado MIBEL de España y Portugal, que la semana anterior había registrado descensos, alcanzó las mayores subidas porcentuales de precios, por los precios bajos que se están registrando en este mercado, especialmente en la última semana de febrero. El promedio del mercado portugués aumentó un 183% y el del mercado español, un 211%, aunque se quedaron en 12,81 €/MWh y 14,10 €/MWh de promedio en la semana, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 1,1% del mercado N2EX del Reino Unido y el 31% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.
Pese a estos incrementos, en la primera semana de marzo, los promedios semanales continuaron por debajo de 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado belga, el mercado británico y el mercado IPEX de Italia, con promedios de 70,44 €/MWh, 73,03 €/MWh y 90,51 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados portugués y español volvieron a registrar los menores precios semanales, de 12,81 €/MWh y 14,10 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 62,63 €/MWh del mercado neerlandés y los 67,79 €/MWh del mercado francés.
Por lo que respecta a los precios horarios, los días 9 y 10 de marzo el mercado alemán registró 7 horas con precios negativos. El mercado neerlandés, también registró 11 horas con precios negativos del 8 al 10 de marzo. El precio horario más bajo, de ?39,79 €/MWh, lo alcanzó el mercado neerlandés el día 9 de marzo, de 13:00 a 14:00. Este precio fue el más bajo de este mercado desde la primera mitad de agosto de 2023. Por otra parte, pese al incremento en el promedio semanal, la combinación de alta producción renovable y baja demanda también propició precios bajos en el mercado MIBEL. En este caso, del 8 al 10 de marzo, hubo 38 horas con un precio de 0 €/MWh. En el caso de los precios diarios, el domingo 10 de marzo, el mercado MIBEL de España y Portugal alcanzó un promedio de 0,54 €/MWh. Este precio fue el más bajo desde febrero de 2014 en el mercado ibérico.
Durante la semana del 4 de marzo, el aumento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 propició el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados también contribuyó a este comportamiento. En el caso del mercado MIBEL, además, la producción solar cayó y la demanda eléctrica aumentó. En cambio, el incremento de la producción eólica y solar en Alemania contribuyó al descenso de precios en ese mercado.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la segunda semana de marzo las subidas de precios podrían continuar en los mercados eléctricos europeos. La caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados y el incremento de la demanda en alguno de ellos propiciarán este comportamiento.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
En la primera semana de marzo, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE se mantuvieron por debajo de 83 $/bbl. Los precios descendieron hasta registrar el precio de cierre mínimo semanal, de 82,04 $/bbl, el martes 5 de marzo. Posteriormente, los días 6 y 7 de marzo, el precio de cierre fue de 82,96 $/bbl, el más alto de la semana. El viernes el precio de cierre volvió a bajar. Este fue de 82,08 $/bbl, un 1,8% menor al del viernes anterior.
En la primera semana de marzo, la preocupación por la evolución de la demanda en China ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, la inestabilidad en Oriente Próximo y los recortes de producción de los países miembros de la OPEP+ contribuyeron a mantener los precios de cierre por encima de los 82 $/bbl.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, los precios de cierre aumentaron hasta alcanzar su precio de cierre máximo semanal, de 27,47 €/MWh, el martes 5 de marzo. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 13% mayor al del martes anterior y el más alto de las cuatro últimas semanas. En cambio, el jueves 7 de marzo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 25,99 €/MWh. El viernes, los precios se recuperaron y, en la última sesión de la semana, el precio de cierre fue de 26,39 €/MWh, un 2,3% mayor al del viernes anterior.
En la primera semana de marzo, la preocupación por el suministro debido a los retrasos en el regreso al pleno funcionamiento de la planta exportadora de gas natural licuado de Freeport ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Sin embargo, los elevados niveles de las reservas europeas propiciaron que los precios permanecieran por debajo de los 28 €/MWh.
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, la tendencia ascendente iniciada al final de la semana previa continuó hasta el martes 5 de marzo. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 60,54 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, esta fue la única ocasión en la que los precios de cierre superaron los 60 €/t en las últimas cuatro semanas. En el resto de sesiones de la primera semana de marzo, los precios descendieron. Como resultado, el viernes 8 de marzo, el precio de cierre fue de 58,39 €/t, todavía un 3,6% 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 próximo jueves, 14 de marzo, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán su tercer webinar de 2024, año del XXV aniversario de la fundación de AleaSoft Energy Forecasting. En esta ocasión, ponentes invitados de EY participarán por cuarta vez en la serie de webinars mensuales. El webinar analizará las perspectivas de los mercados de energía europeos, la regulación, la financiación de los proyectos de energías renovables, los PPA, el autoconsumo, la valoración de carteras, la subasta de hidrógeno verde y el Innovation fund.
