El otoño trae precios más caros en los mercados eléctricos al subir la demanda y bajar la producción renovable

Mercados energéticos - Gunvor

En la cuarta semana de septiembre, los precios semanales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, superando casi todos los 60 €/MWh. La llegada del otoño trajo temperaturas más frías que impulsaron la demanda en gran parte de los mercados, además de un descenso de la producción fotovoltaica. La producción eólica también bajó en varios mercados. En cambio, la producción eólica subió en la península ibérica, y la demanda bajó en España, Portugal e Italia, lo que propició el descenso de los precios en estos mercados.

Producción solar fotovoltaica

En la semana del 22 de septiembre, la producción solar fotovoltaica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior, revirtiéndose la tendencia alcista de la semana previa. El mercado alemán experimentó la mayor caída, del 34%. Le siguieron los mercados italiano y francés, con descensos del 27% y 26%, respectivamente. Los descensos fueron relativamente menores en la península ibérica. En el mercado español la generación con energía fotovoltaica cayó un 7,5% y en el mercado portugués un 4,3%. En este último caso, esta tendencia a la baja continuó por segunda semana consecutiva.

Durante la semana del 29 de septiembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia a la baja se revertirá, con un aumento de la producción solar fotovoltaica en los mercados italiano y alemán. Sin embargo, el mercado español experimentará un descenso de la producción solar.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA. /></p><p><img src=previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción eólica aumentará en el mercado italiano y disminuirá en los mercados alemán, francés, español y portugués.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA. /></p><h3>Demanda eléctrica</h3> <p>En la semana del 22 de septiembre, la <strong>demanda eléctrica</strong> aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados británico y francés registraron los mayores incrementos, del 5,6% y el 5,3% respectivamente, continuando la tendencia alcista observada la semana anterior. El mercado belga registró el menor incremento, de un 2,2%, invirtiendo la tendencia a la baja de las dos semanas anteriores.</p> <p>Por el contrario, los mercados del sur de Europa experimentaron una disminución intersemanal en la demanda eléctrica. El mercado español registró la mayor caída, de un 11%. Los mercados italiano y portugués observaron descensos del 5,4% y del 3,7%, respectivamente. En el mercado italiano la tendencia a la baja continuó por segunda semana consecutiva. Los mercados ibéricos revirtieron la tendencia alcista de la semana anterior.</p> <p>Durante la semana, las <strong>temperaturas medias</strong> disminuyeron en los mercados analizados, con descensos que oscilaron entre 3,2°C en Italia y 6,4°C en Francia.</p> <p>Para la semana del 29 de septiembre, según las <a href=previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda disminuirá en la mayoría de los principales mercados europeos, aunque se espera que aumente en el mercado británico.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA. /></p><h3>Mercados eléctricos europeos</h3> <p>En la cuarta semana de septiembre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el <strong>mercado IPEX</strong> de Italia, con un ligero descenso del 0,9%, y el <strong>mercado MIBEL</strong> de España y Portugal, con una caída del 18%. El <strong>mercado EPEX SPOT</strong> de Francia registró el menor aumento de precios, del 34%. En cambio, el <strong>mercado Nord Pool</strong> de los países nórdicos alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 92%. En el resto de los mercados analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, los precios subieron entre el 65% del <strong>mercado N2EX</strong> del Reino Unido y el 78% del mercado EPEX SPOT de Alemania.</p> <p>En la semana del 22 de septiembre, los promedios semanales fueron superiores a 60 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados nórdico y francés, cuyos promedios fueron de 41,27 €/MWh y 44,17 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano registró el mayor promedio semanal, de 108,67 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, los precios estuvieron entre los 60,59 €/MWh del mercado español y los 96,39 €/MWh del mercado británico.</p> <p>Por lo que respecta a los precios diarios, el lunes 22 de septiembre, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 12,49 €/MWh. El mercado francés también registró precios diarios inferiores a 15 €/MWh los días 22 y 23 de septiembre.</p> <p>Por otra parte, el mercado italiano continuó registrando precios diarios superiores a 100 €/MWh durante casi toda la cuarta semana de septiembre. El día 23 de septiembre este mercado alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 116,20 €/MWh. Ese día, los mercados alemán, británico y neerlandés también alcanzaron precios diarios por encima de 100 €/MWh. Por otra parte, el lunes 29 de septiembre, los precios diarios de estos cuatro mercados eléctricos fueron superiores a 100 €/MWh otra vez. Ese día, el mercado alemán registró el mayor precio diario, de 130,57 €/MWh.</p> <p>En la semana del 22 de septiembre, el descenso de la producción solar y eólica en la mayoría de los mercados, así como el aumento de la demanda eléctrica en gran parte de ellos, favorecieron la subida de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, el incremento de la producción eólica y la caída de la demanda en la península ibérica contribuyeron al descenso de los precios en el mercado MIBEL.</p> <p>Las <a href=previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de octubre, los precios subirán en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica. Además, algunos mercados registrarán incrementos de la demanda eléctrica y en el mercado español bajará la producción solar.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME. /></p><h3>Brent, combustibles y CO2</h3> <p>Los futuros de <strong>petróleo Brent</strong> para el Front‑Month en el <strong>mercado ICE</strong> registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 66,57 $/bbl, el lunes 22 de septiembre. Posteriormente, los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 26 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 70,13 $/bbl. Según los datos analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, este precio fue un 5,2% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 1 de agosto.</p> <p>La preocupación por el suministro causada por los ataques ucranianos a infraestructuras energéticas rusas, así como el descenso de las reservas en Estados Unidos, favorecieron el incremento de los precios de los futuros de petróleo Brent en la cuarta semana de septiembre. Sin embargo, los acuerdos alcanzados para reanudar la exportación petrolera del Kurdistán, así como las expectativas de nuevos incrementos de producción en la próxima reunión de la OPEP+, podrían ejercer su influencia a la baja sobre los precios en la primera semana de octubre.</p> <p>En cuanto a los futuros de <strong>gas TTF</strong> en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 22 de septiembre, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 31,84 €/MWh. Posteriormente, los precios fueron mayores, pero se mantuvieron por debajo de 33 €/MWh durante la cuarta semana de septiembre. El viernes 26 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 32,70 €/MWh. Según los datos analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, este precio fue un 1,2% mayor al del viernes anterior.</p> <p>En la cuarta semana de septiembre, los precios de los futuros de gas TTF continuaron por debajo de 33 €/MWh favorecidos por el suministro abundante de gas natural licuado. También contribuyó a este comportamiento los niveles de las reservas europeas, cuyo promedio supera el 80% y en algunos países ya se sitúa por encima del 90%.</p> <p>Por lo que respecta a los futuros de <strong>derechos de emisión de CO2</strong> en el <strong>mercado EEX</strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2025, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 76 €/t durante las tres primeras sesiones de la cuarta semana de septiembre. El martes 23 de septiembre, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 76,81 €/t. En cambio, el jueves 25 de septiembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 75,76 €/t. El viernes 26 de septiembre, el precio fue ligeramente superior, de 75,97 €/t. Aun así, según los datos analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, este precio fue un 2,0% menor al del viernes anterior.</p> <p><img src=webinar número 59 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, participarán ponentes de Deloitte por sexto año consecutivo. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2025‑2026, la financiación de proyectos de energías renovables y de almacenamiento de energía, las perspectivas de las baterías y la hibridación, así como la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

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