En la primera semana de septiembre, los precios semanales de los mercados eléctricos europeos bajaron en comparación con la semana anterior, situándose la mayoría por debajo de 75 €/MWh. La producción eólica y fotovoltaica aumentó en gran parte de los mercados, así como la demanda eléctrica. La fotovoltaica alcanzó la producción más alta para un día de septiembre en los principales mercados europeos. El 5 de septiembre los futuros del CO₂ alcanzaron el precio de cierre más alto desde mediados de febrero
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la primera semana de septiembre, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados de Francia, Italia y España respecto a la semana anterior y revirtió la tendencia a la baja de las últimas semanas. El mercado francés registró el mayor incremento, del 6,3%, mientras que el mercado español anotó la menor subida, del 1,1%. Italia presentó un aumento del 4,7%. En cambio, los mercados portugués y alemán encadenaron descensos en la generación con esta tecnología por segunda y tercera semana consecutiva. Portugal registró la mayor bajada, del 14%, mientras que Alemania redujo su producción un 5,1%.
Durante la semana, los principales mercados europeos alcanzaron récords históricos de producción solar fotovoltaica para un día de septiembre. En el mercado español esto sucedió el jueves 4 de septiembre, con una generación de 192 GWh. Un día después, el viernes 5, los mercados francés y portugués registraron 131 GWh y 23 GWh, respectivamente, sus valores más altos de generación diaria con esta tecnología en un septiembre. Finalmente, el sábado 6, el mercado alemán alcanzó 361 GWh y el mercado italiano 132 GWh de producción solar fotovoltaica en un día de septiembre.
Para la segunda semana de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting anticipan un aumento de la generación solar fotovoltaica en el mercado español y descensos en los mercados alemán e italiano.
En la semana del 1 de septiembre, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. Alemania registró el mayor incremento, del 60%, seguido del 38% en Francia, que encadenó dos semanas al alza. España anotó la menor subida, del 26%, y prolongó su crecimiento por tercera semana consecutiva. En cambio, los mercados portugués e italiano redujeron su generación con esta tecnología. Portugal registró la mayor bajada, del 15%, mientras que Italia encadenó dos semanas de descensos y recortó su producción un 6,7%.
Para la semana del 7 de septiembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a caídas en los principales mercados eléctricos europeos.
Demanda eléctrica
Durante la primera semana de septiembre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado británico registró el mayor incremento, del 7,2%, debido a la recuperación de la demanda tras el festivo Summer Bank Holiday del 25 de agosto. Los mercados alemán, italiano y portugués presentaron aumentos del 1,7%, 2,1% y 3,9%, respectivamente. Alemania y Portugal continuaron la tendencia alcista por segunda semana consecutiva, mientras que Italia acumuló tres semanas de crecimiento. El mercado belga mostró la menor subida, del 0,8%, y mantuvo la tendencia al alza por sexta semana consecutiva. En cambio, los mercados francés y español redujeron su demanda en un 0,3% y un 1,6%, respectivamente.
Las temperaturas medias fueron más bajas que las de la semana anterior en todos los mercados analizados. Gran Bretaña, Italia, Portugal y España registraron los mayores descensos, que oscilaron entre 1,3°C en Gran Bretaña y 1,7°C en España. Por su parte, Bélgica, Alemania y Francia anotaron las caídas más moderadas, de 0,3°C, 0,8°C y 0,9°C, respectivamente.
Para la semana del 8 de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican descensos de la demanda en los mercados español, alemán, portugués, belga y francés, mientras que los mercados británico e italiano registrarán incrementos.
Mercados eléctricos europeos
En la primera semana de septiembre, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. El mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Francia alcanzaron las mayores caídas porcentuales de precios, del 38% y el 48%, respectivamente. En cambio, el mercado IPEX de Italia y el mercado EPEX SPOT de Alemania registraron los menores descensos de precios, del 3,1% y el 5,9%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 7,7% del mercado N2EX del Reino Unido y el 31% del mercado MIBEL de España y Portugal.
En la semana del 1 de septiembre, los promedios semanales fueron inferiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados alemán e italiano, cuyos promedios fueron de 84,90 €/MWh y 106,46 €/MWh, respectivamente. El mercado francés registró el menor promedio semanal, de 28,79 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 43,61 €/MWh del mercado nórdico y los 74,46 €/MWh del mercado británico.
Por lo que respecta a los precios diarios, en algunos días de la primera semana de septiembre, los mercados belga, británico, español, francés, nórdico y portugués registraron precios diarios inferiores a 30 €/MWh. El domingo 7 de septiembre, el mercado francés alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 13,24 €/MWh. Ese precio fue el más bajo del mercado francés desde el 6 de agosto. En el caso de los mercados español y portugués, el sábado 6 de septiembre el precio fue 26,54 €/MWh, su promedio diario más bajo desde el 16 de junio.
En cambio, en la primera semana de septiembre, los mercados alemán e italiano registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en algunos días. El día 2 de septiembre el mercado alemán alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 122,09 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 2 de julio. Sin embargo, el lunes 8 de septiembre, el precio diario fue todavía mayor en el mercado alemán, de 123,56 €/MWh.
En la semana del 1 de septiembre, el descenso de los precios semanales del gas y el incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados favoreció el descenso de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en los mercados español, francés y neerlandés bajó la demanda eléctrica, mientras que la producción solar aumentó en España, Francia e Italia.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de septiembre, los precios aumentarán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por la caída de la producción eólica. Además, la producción solar bajará en Alemania e Italia.
Brent, combustibles y CO₂
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 69,14 $/bbl, el martes 2 de septiembre. Este precio fue el más alto desde el 2 de agosto. Posteriormente, los precios descendieron. Como consecuencia de los descensos, el viernes 5 de septiembre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 65,50 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 3,8% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 6 de junio.
Las expectativas de nuevos incrementos de producción por parte de la OPEP+ y el incremento de las reservas de crudo de Estados Unidos ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la primera semana de septiembre. El domingo 7 de septiembre, la OPEP+ acordó continuar incrementando su producción en octubre, aunque en menor medida que en los meses anteriores.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, se mantuvieron alrededor de 32 €/MWh durante la primera semana de septiembre. El martes 2 de septiembre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 31,77 €/MWh. En cambio, el jueves 4 de septiembre, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 32,41 €/MWh. Tras una caída del 1,4% respecto al día anterior, el viernes 5 de septiembre, el precio de cierre fue de 31,97 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 1,1% mayor al del viernes anterior.
El suministro abundante permitió que los precios de los futuros de gas TTF se mantuvieran alrededor de los 32 €/MWh en la primera semana de septiembre. Los niveles de las reservas europeas continuaron aumentando, acercándose cada vez más al objetivo del 90% de llenado establecido por la Unión Europea para principios de noviembre.
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 2025, el martes 2 de septiembre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 73,61 €/t. En el resto de las sesiones de la primera semana de septiembre, los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 5 de septiembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 76,03 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,2% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 18 de febrero.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, las baterías y el autoconsumo
El jueves 18 de septiembre AleaSoft Energy Forecasting celebrará el webinar número 58 de su serie de webinars mensuales. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el avance y futuro del almacenamiento de energía con baterías, así como la situación actual y las expectativas del autoconsumo. Además, se presentarán los servicios de AleaSoft para comercializadoras.
En la mesa de análisis, los ponentes invitados serán 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.
