La subida del gas y el CO2 y una mayor demanda incrementan el precio de la electricidad en los mercados europeos

Los mercados eléctricos. - Isotrol

En la segunda semana de septiembre, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron, aunque el promedio semanal se mantuvo por debajo de 75 €/MWh. Varios superaron los 100 €/MWh en algunos días, con Alemania a la cabeza al alcanzar el 9 de septiembre su mayor precio diario desde febrero, de 142,45 €/MWh. Ese mercado también superó los 400 €/MWh en una hora el día 8. La subida de la demanda y de los precios del gas y CO2 impulsó a los mercados, con los futuros de CO2 marcando su mayor precio de cierre desde febrero. España y Portugal registraron récords históricos de generación fotovoltaica para un día de septiembre.

Producción solar fotovoltaica

En la semana del 8 de septiembre, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados de la península ibérica respecto a la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, del 13%, tras dos semanas de descensos. El mercado español anotó una subida del 2,3%, y mantuvo la tendencia alcista por segunda semana consecutiva. Durante la semana, tanto en España como en Portugal se alcanzaron máximos históricos de generación solar fotovoltaica para un día de septiembre. En Portugal, el récord se registró el martes 9 con 25 GWh, mientras que en España se alcanzó el viernes 12 con 193 GWh.

Sin embargo, en los mercados francés, alemán e italiano la generación solar fotovoltaica disminuyó en comparación con la primera semana de septiembre. Francia registró la menor bajada, del 18%, mientras que Italia y Alemania disminuyeron su producción un 19% en ambos casos. Alemania acumuló cuatro semanas consecutivas de descensos.

Para la semana del 15 de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting anticipan aumentos en la producción solar fotovoltaica de los mercados alemán, italiano y español.

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 prevén un aumento en el mercado alemán y descensos en los mercados francés, italiano, 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 segunda semana de septiembre, la <strong>demanda eléctrica</strong> aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 4,1%, y encadenó cuatro semanas de crecimiento. En los mercados alemán, francés y portugués la demanda aumentó un 0,2%, 0,3% y 0,8%, respectivamente. Alemania y Portugal prolongaron la tendencia alcista por tercera semana consecutiva.</p> <p>En cambio, en los mercados español, británico y belga la demanda disminuyó en comparación con la primera semana de septiembre. El mercado español registró la menor bajada, del 0,4%, y mantuvo la tendencia a la baja por segunda semana consecutiva. En el mercado británico la demanda disminuyó un 1,1%. Bélgica mostró el mayor descenso, del 1,4%, tras seis semanas de incrementos.</p> <p>Las <strong>temperaturas medias</strong> se situaron por debajo de las de la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados. Gran Bretaña registró la mayor bajada, de 2,4°C, mientras que la península ibérica anotó los descensos más moderados, de 0,1°C en Portugal y 0,4°C en España. Francia, Bélgica y Alemania registraron caídas de 1,3°C, 1,6°C y 1,7°C, respectivamente. Italia mantuvo temperaturas medias similares a las de la semana anterior.</p> <p>Para la semana del 15 de septiembre, las <a href=previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting anticipan incrementos de la demanda en los mercados británico, español y francés, mientras que los mercados italiano, portugués, alemán y belga registrarán descensos.

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 segunda 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 <strong>mercado N2EX</strong> del Reino Unido y el <strong>mercado EPEX SPOT</strong> de Francia, cuyos promedios bajaron un 3,8% y un 8,5%, respectivamente. El <strong>mercado IPEX</strong> de Italia y el <strong>mercado Nord Pool</strong> de los países nórdicos registraron los menores incrementos de precios, del 4,4% en ambos casos. En cambio, el <strong>mercado MIBEL</strong> de Portugal y España alcanzó las mayores subidas porcentuales de precios, del 35% y el 36%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, los precios subieron entre el 9,5% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 19% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.</p> <p>En la semana del 8 de septiembre, los promedios semanales continuaron por debajo de 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, pese a las subidas de precios. Las excepciones fueron los mercados neerlandés, alemán e italiano, cuyos promedios fueron de 85,92 €/MWh, 92,99 €/MWh y 111,16 €/MWh, respectivamente. El mercado francés registró el menor promedio semanal, de 26,36 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, los precios estuvieron entre los 45,55 €/MWh del mercado nórdico y los 71,64 €/MWh del mercado británico.</p> <p>Por lo que respecta a los precios diarios, el sábado 13 de septiembre el mercado francés alcanzó el menor promedio de la segunda semana de septiembre entre los mercados analizados, de 9,69 €/MWh. En el comienzo de la tercera semana de septiembre, el lunes 15, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios diarios inferiores a 15 €/MWh. El mercado francés volvió a registrar el precio más bajo, de 3,38 €/MWh. Ese precio fue el más bajo del mercado francés desde el 9 de junio. Los mercados belga, británico y neerlandés alcanzaron el 15 de septiembre sus precios más bajos desde mayo, mientras que el mercado alemán registró el menor precio desde el 2 de enero.</p> <p>Por otra parte, en la segunda semana de septiembre, los mercados alemán, belga, británico, italiano y neerlandés registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh. El día 9 de septiembre el mercado alemán alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 142,45 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 18 de febrero. Además, el 8 de septiembre, entre las 19:00 y las 20:00 el mercado alemán registró un precio de 413,66 €/MWh, el valor horario más alto desde el 1 de julio.</p> <p>En la semana del 8 de septiembre, el aumento de los precios semanales del gas y de los derechos de emisión de CO2, el descenso de la producción solar y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados favorecieron el aumento de los precios en los mercados eléctricos europeos. La caída de la producción eólica en la península ibérica también contribuyó al incremento de los precios en el mercado MIBEL.</p> <p>Las <a href=previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de septiembre, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción solar y el descenso de la demanda en algunos mercados. Además, la producción eólica aumentará notablemente en Alemania.

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 66,02 $/bbl, el lunes 8 de septiembre. Este valor superó al del viernes anterior y dio inicio a una serie de incrementos en las siguientes sesiones. Como resultado, el día 10 de septiembre estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 67,49 $/bbl. En las últimas sesiones de la segunda semana de septiembre, los precios se mantuvieron por debajo de 67 $/bbl. El viernes 12 de septiembre, el precio de cierre fue de 66,99 $/bbl. Según los datos analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, este precio fue un 2,3% mayor al del viernes anterior.</p> <p>El incremento de las tensiones geopolíticas ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la segunda semana de septiembre. Sin embargo, la preocupación por la evolución de la demanda y los incrementos de producción planificados por la OPEP+ limitaron las subidas.</p> <p>En cuanto a los futuros de <strong>gas TTF</strong> en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 8 de septiembre el precio de cierre fue de 33,06 €/MWh, un 3,4% mayor al de la última sesión de la semana anterior. El día 10 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 33,12 €/MWh. En cambio, el jueves 11 de septiembre, tras una caída del 2,4% respecto al día anterior, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 32,32 €/MWh. El viernes 12 de septiembre, el precio de cierre fue de 32,66 €/MWh. Según los datos analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, este precio fue un 2,2% mayor al del viernes anterior.</p> <p>En la segunda semana de septiembre, los precios de los futuros de gas TTF se mantuvieron por encima de 32 €/MWh influenciados por el incremento de las tensiones en Oriente Medio, así como entre Rusia y Ucrania. Sin embargo, los niveles de las reservas europeas, cercanos al 80%, y la finalización de las tareas de mantenimiento en Noruega contribuyeron a evitar que los precios alcanzasen los 34 €/MWh.</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 75 €/t durante la segunda semana de septiembre. El lunes 8 alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 77,16 €/t. Según los datos analizados en <strong>AleaSoft Energy Forecasting</strong>, este precio fue el más alto desde el 18 de febrero. En cambio, el jueves 11 de septiembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 75,55 €/t. El viernes 12 de septiembre, el precio fue ligeramente superior, de 75,78 €/t. Este precio fue un 0,3% menor al del viernes anterior.</p> <p><img src=webinar número 58 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting. Además de la evolución de los mercados de energía europeos, el webinar analizará las perspectivas del almacenamiento de energía con baterías y del autoconsumo. Durante el webinar, también se realizará una presentación de los servicios de AleaSoft para mejorar la estrategia, gestión y planificación de las comercializadoras.

La mesa de análisis contará con la participación de Xavier Cugat, BESS Technical Director en Seraphim, Francisco Valverde, profesional independiente para el desarrollo de las energías renovables, y Alejandro Diego Rosell, divulgador y consultor en el ámbito energético, Director de Estudios en World Wide Recruitment y Profesor en EOI.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

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