AleaSoft: Los precios del gas se disparan y arrastran a los mercados eléctricos europeos

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 30 de septiembre, la producción solar fotovoltaica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor descenso, del 21%. Los mercados italiano y portugués tuvieron bajadas del 18% y 15%, respectivamente. En Portugal la producción cayó por cuarta semana, mientras que Alemania repitió la tendencia por segunda semana consecutiva. En cambio, en los mercados de Francia y España la producción solar fotovoltaica aumentó un 8,3% y 5,6%, respectivamente, cambiando la tendencia de la semana anterior.

Durante la semana, los mercados de la península ibérica y el francés registraron récords históricos de producción solar fotovoltaica diaria para un mes de octubre. A pesar del descenso de la producción fotovoltaica en el mercado portugués durante la semana, el martes 1 de octubre registró su mayor producción para un mes de octubre, de 15 GWh. El mercado español generó 136 GWh el viernes 4 de octubre y el mercado francés registró su récord un día después, el sábado 5, con 98 GWh de producción con esta tecnología.

En la semana del 7 de octubre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar fotovoltaica aumentará en Alemania, mientras que, en España e Italia descenderá.

En la primera semana de octubre, los principales mercados europeos experimentaron un descenso generalizado de la producción eólica, cambiando la tendencia respecto a la semana anterior. El mercado alemán mostró la mayor caída, del 28%, seguido por los mercados italiano y francés, que registraron una bajada del 18% en ambos casos. En España y Portugal la producción eólica disminuyó un 14% y 10%, respectivamente.

En la segunda semana de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, indican una recuperación de la producción eólica en los mercados de la península ibérica, Alemania e Italia. Sin embargo, se prevé que la producción con esta tecnología baje en el mercado francés.

Demanda eléctrica
En la semana del 30 de septiembre, la demanda eléctrica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana precedente. Los mercados de Francia y Portugal registraron los mayores incrementos, del 5,0% y 4,6%, respectivamente. Los mercados español, británico y neerlandés registraron aumentos que estuvieron entre el 0,8% de España y el 2,4% de los Países Bajos. El mercado belga registró el menor incremento, de un 0,4%. En el caso de los mercados francés y británico, la demanda creció por tercera semana consecutiva, mientras que en el mercado neerlandés aumentó por segunda semana.

Por otra parte, la demanda descendió en los mercados de Alemania e Italia un 2,6% y 0,6%, respectivamente. En Alemania, la disminución de la demanda estuvo favorecida por el festivo del jueves 3 de octubre, Día de la Unidad Alemana, que se celebró en todo el país. En Italia, el mercado mantuvo la tendencia a la baja por quinta semana consecutiva.

Las temperaturas medias descendieron en la mayoría de los mercados analizados. Los descensos oscilaron entre 0,1°C en Gran Bretaña y 3,7°C en Alemania. La excepción fue la península ibérica, donde las temperaturas medias aumentaron 0,9°C en Portugal y 0,5°C en España.

Para la segunda semana de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda crecerá en los mercados de Gran Bretaña, Alemania, Bélgica e Italia. Sin embargo, se espera que la demanda baje en los mercados de Portugal, España, Francia y los Países Bajos.

Mercados eléctricos europeos
En la primera semana de octubre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado N2EX del Reino Unido, con una caída del 2,0%. El mercado IPEX de Italia registró el menor aumento porcentual de precios, del 7,8%. En cambio, el mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor subida porcentual, del 107%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 8,9% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 63% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la primera semana de octubre, los promedios semanales fueron superiores a 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron los mercados nórdico, francés y belga, con promedios de 39,60 €/MWh, 57,15 €/MWh y 64,87 €/MWh, respectivamente. Los mercados británico e italiano registraron los mayores promedios semanales, de 92,43 €/MWh y 118,17 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 72,38 €/MWh del mercado alemán y los 76,08 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal.

Por lo que respecta a los precios horarios, pese a las subidas en los promedios semanales, la mayoría de los mercados analizados registraron precios negativos en la primera semana de octubre. Las excepciones fueron los mercados británico, italiano y nórdico. El domingo, 6 de octubre, los mercados alemán, belga, francés y neerlandés alcanzaron precios horarios negativos de 13:00 a 15:00, mientras que los mercados español y portugués, de 13:00 a 16:00. En el caso del mercado francés, también hubo precios negativos el 30 de septiembre, de 15:00 a 17:00. El precio registrado fue el mismo, en todos los casos, de ‑0,01 €/MWh.

Durante la semana del 30 de septiembre, el incremento de los precios del gas y la caída de la producción eólica propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. El incremento de la demanda y el descenso de la producción solar en la mayoría de los mercados analizados también contribuyeron a la subida de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de octubre, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción eólica.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 71,77 $/bbl, el lunes 30 de septiembre. Posteriormente, los precios aumentaron. Como consecuencia, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 78,05 $/bbl, el viernes 4 de octubre. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 8,4% mayor al del viernes anterior y el más alto desde finales de agosto.

En la primera semana de octubre, los precios de los futuros de petróleo Brent aumentaron influenciados por el temor a afectaciones en el suministro debido al conflicto en Oriente Próximo. En el caso de producirse ataques a infraestructuras petroleras iranies o saudíes o el cierre del estrecho de Ormuz, esto tendría consecuencias sobre los niveles globales de suministro. Sin embargo, durante la semana se anunció la recuperación de la producción en Libia y la OPEP+ decidió mantener sus incrementos de producción previstos para el mes de diciembre.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la primera semana de octubre continuaron la tendencia ascendente de la semana anterior. Sin embargo, el 2 de octubre, tras una caída del 1,7% respecto al día anterior, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 38,62 €/MWh. En el resto de las sesiones de la primera semana de octubre los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 4 de octubre estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 40,98 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 7,5% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 2 de diciembre de 2023.

En la primera semana de octubre, la evolución del conflicto en Oriente Próximo causó preocupación por el suministro. Como consecuencia, el viernes 4 de octubre el precio de cierre superó los 40 €/MWh. Sin embargo, los niveles de las reservas europeas continúan altos, limitando las subidas de 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 de 2024, registraron una tendencia descendente durante la primera semana de octubre. El lunes 30 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 65,56 €/t. En cambio, el viernes 4 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 62,05 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 6,5% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 6 de abril.

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 webinar de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen tendrá lugar el jueves 17 de octubre. Será el webinar número 48 de su serie de webinars mensuales y contará con la participación de ponentes de Deloitte por quinta vez. En esta ocasión, el contenido del webinar incluirá la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2024‑2025, la financiación de proyectos de energías renovables, las perspectivas de las baterías y la hibridación y la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras.