AleaSoft: Los mercados europeos continúan recuperándose mientras la fotovoltaica registra récords en Iberia

La producción solar aumentó en la mayor parte de los mercados, mientras que la eólica cayó en la mayoría.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 22 de abril, la producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán experimentó el mayor aumento, del 35%, revirtiendo la tendencia a la baja de la semana anterior. El mercado español, con el menor incremento, del 0,6%, siguió subiendo por cuarta semana consecutiva. En cambio, en el mercado francés la producción solar cayó un 22%, invirtiendo la tendencia al alza de las tres semanas anteriores.

Durante la cuarta semana de abril, España y Portugal batieron el récord histórico de producción solar fotovoltaica diaria. En Portugal este hito se alcanzó el 23 de abril, con 18 GWh generados con esta tecnología. Un día después, el 24 de abril, el mercado español generó 174 GWh con energía fotovoltaica, que es el mayor valor de la historia hasta el momento.

Para la semana del 29 de abril, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar disminuirá en España e Italia. Sin embargo, se espera que en Alemania la producción solar aumente.

En la semana del 22 de abril, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior, revirtiendo la tendencia alcista de la semana anterior. Los descensos oscilaron entre el 4,8% en el mercado español y el 39% en el mercado alemán. De los mercados analizados, solo el mercado portugués registró un aumento de la generación eólica, por segunda semana consecutiva, esta vez del 24%.

En la semana del 29 de abril, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento de la producción con esta tecnología en Alemania e Italia. Sin embargo, se espera un descenso en la península ibérica y Francia.

Demanda eléctrica
En la semana del 22 de abril, las variaciones de la demanda eléctrica en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior no mostraron una tendencia clara. En algunos de los mercados, la demanda de electricidad aumentó, continuando la tendencia al alza de las dos semanas anteriores. En Gran Bretaña, Francia y España la demanda aumentó un 8,3%, un 6,4% y un 2,6% respectivamente. En los Países Bajos, la demanda aumentó un 5,2%, invirtiendo la tendencia decreciente de las cinco semanas anteriores. En el resto de los mercados analizados, la demanda cayó entre el 0,4% en Bélgica y el 4,2% en Italia. En Portugal, la demanda disminuyó por cuarta semana consecutiva, esta vez un 3,0%. Los descensos en los mercados italiano y portugués estuvieron en parte relacionados con las celebraciones del Día de la Liberación en Italia y el Día de la Libertad en Portugal, en ambos casos el 25 de abril.

Durante la cuarta semana de abril, los cambios en las temperaturas medias también fueron heterogéneos. En el sur de Europa y Gran Bretaña las temperaturas medias bajaron de 0,8°C a 2,3°C. En Francia las temperaturas medias fueron similares a las de la semana del 15 de abril. En el resto de los mercados analizados las temperaturas medias aumentaron de 0,5°C a 0,8°C.

Para la semana del 29 de abril, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda eléctrica solo aumentará en Portugal. En Alemania, Italia, Países Bajos, Francia, Bélgica, España y Gran Bretaña se espera que la demanda disminuya.

Mercados eléctricos europeos
En la cuarta semana de abril, los precios de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. El mercado EPEX SPOT de Francia y el mercado MIBEL de España y Portugal, alcanzaron las mayores subidas porcentuales, del 181%, el 402% y el 419%, respectivamente. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Alemania registró el menor incremento porcentual, del 9,3%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 12% del mercado IPEX de Italia y el 32% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.

En la semana del 22 de abril, los promedios semanales superaron los 60 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron los mercados portugués y español, con promedios de 25,16 €/MWh y 25,57 €/MWh, respectivamente. Nuevamente, el mercado MIBEL tuvo los menores precios promedio de la semana, sumando ya doce semanas consecutivas. En cambio, el mercado italiano registró el mayor promedio semanal, de 102,58 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 60,12 €/MWh del mercado francés y los 86,36 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Por lo que respecta a los precios horarios, pese al incremento de los precios promedio semanales, el domingo 28 de abril, la mayoría de los mercados europeos analizados registraron precios negativos. Las excepciones fueron los mercados británico, italiano y nórdico. Los mercados alemán, belga y neerlandés también registraron precios negativos el 27 de abril. Además del domingo, el mercado portugués tuvo precios negativos el 22 de abril, mientras que el mercado español registró precios negativos el 22 y el 23 de abril. Los mercados alemán, belga, francés y neerlandés alcanzaron el precio horario más bajo, de ‑65,06 €/MWh, el domingo 28 de abril, de 14:00 a 15:00.

Durante la semana del 22 de abril, la caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados europeos analizados, así como el aumento de la demanda en algunos casos, ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. En el caso del mercado francés, además, la producción solar descendió.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados podrían bajar en la primera semana de mayo, influenciados por el descenso de la demanda. Además, la producción eólica podría aumentar en mercados como el alemán o el italiano. Sin embargo, los precios del mercado MIBEL podrían continuar aumentando con la caída de la producción eólica en la península ibérica.

Brent, combustibles y CO₂
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por debajo de 90 $/bbl durante la cuarta semana de abril. El lunes 22 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 87,00 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 3,4% menor al del lunes anterior y el más bajo desde finales de marzo. Posteriormente, los precios aumentaron. Como resultado, el viernes 26 de abril, los futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 89,50 $/bbl. Este precio fue un 2,5% mayor al del viernes anterior.

En la cuarta semana de abril, la publicación de datos sobre la inflación en Estados Unidos ejerció su influencia sobre los precios. Además, la tensión en Oriente Medio y el descenso de las reservas de crudo estadounidenses contribuyeron al incremento de los precios.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, en la cuarta semana de abril los precios de cierre se mantuvieron por debajo de los 30 €/MWh. La tendencia descendente iniciada al final de la semana anterior continuó hasta el martes 23 de abril. Ese día, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 28,84 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 13% menor al del martes anterior. En cambio, el jueves 25 de abril, los futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 29,77 €/MWh. Este precio todavía fue un 8,8% menor al del jueves anterior. En la última sesión de la cuarta semana de abril, los precios volvieron a descender, cerrando en 28,89 €/MWh.

En la cuarta semana de abril, el descenso del suministro de gas desde Noruega ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Sin embargo, las previsiones de temperaturas más suaves, el suministro de gas desde Argelia, mayor en el mes de abril, y los elevados niveles de las reservas europeas evitaron que los precios superasen los 30 €/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, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 70 €/t durante la cuarta semana de abril. El martes 23 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 65,68 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 11% menor al del martes anterior. En cambio, el jueves 25 de abril, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 68,39 €/t. Este precio todavía fue un 4,4% menor al del jueves anterior. El precio de cierre de la última sesión de la cuarta semana de abril fue de 66,92 €/t, un 2,7% menor al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la transición energética
AleaSoft Energy Forecasting ha añadido nuevos observatorios de curvas de futuros en Alea Energy DataBase, su plataforma online para la visualización y análisis de datos relacionados con los mercados de energía. Además de los nuevos observatorios, la plataforma contiene observatorios de precios, demanda y producción renovable de los principales mercados eléctricos europeos, así como observatorios de combustibles y datos macroeconómicos. Esta información es una fuente fiable tanto para los distintos actores del sector de la energía como para periodistas especializados en el sector de la energía. Para los agentes que operan en los mercados eléctricos y los mercados de gas, Alea Energy DataBase proporciona la opción de configurar alertas útiles para el trading de energía.