Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
En la semana del 9 de septiembre, la producción solar aumentó con respecto a la semana anterior en los mercados de Francia, Italia y España. El mercado francés registró el mayor incremento, del 32%. En Italia subió un 5,0% y en España, donde se incluye a la solar fotovoltaica y la termosolar, aumentó un 1,3%. En cambio, los mercados de Alemania y Portugal registraron bajadas en la generación con energía solar del 36% y 4,3%, respectivamente. El mercado español registró incrementos por segunda semana consecutiva, mientras que en el mercado alemán las caídas ocurrieron también por segunda semana.
Durante la segunda semana de septiembre, los mercados de España, Italia y Francia registraron récords de producción históricos para un mes de septiembre. El lunes 9 de septiembre, el mercado español alcanzó la mayor producción solar fotovoltaica diaria de un mes de septiembre, de 176 GWh. El mercado italiano tuvo su mayor producción fotovoltaica diaria de un mes de septiembre, de 104 GWh, el día 10 y el mercado francés el domingo 15, con 107 GWh.
En la tercera semana de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la generación aumentará en Alemania. Por otro lado, se prevé que disminuya en Italia y España.
En la semana del 9 de septiembre, la producción eólica aumentó de manera generalizada en los principales mercados europeos con respecto a la semana precedente. El mercado italiano registró un incremento del 286%, alcanzando casi tres veces lo generado durante la semana anterior. Los mercados francés, alemán y español tuvieron incrementos del 88%, 47% y 40%, respectivamente. El mercado portugués registró el menor aumento, de un 7,8%.
El viernes 13 el mercado italiano alcanzó un récord histórico de producción con energía eólica para un mes de septiembre, con una generación de 165 GWh.
En la semana del 16 de septiembre, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología descenderá en Italia, la península ibérica y Francia, mientras que en el mercado alemán se espera que aumente.
Demanda eléctrica
En la segunda semana de septiembre, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor descenso, del 9,7%, mientras que los mercados neerlandés y británico presentaron bajadas del 6,6% y 6,1%, respectivamente. Los mercados de España, Alemania, Bélgica y Francia registraron caídas de entre el 4,5% del mercado español y el 0,3% del mercado francés. Por segunda semana consecutiva, los mercados de Italia, España y Francia repitieron la tendencia a la baja. Por otro lado, el mercado portugués fue la excepción a los descensos. En este mercado la demanda aumentó en un 2,0% respecto a la semana precedente.
Durante la semana del 9 de septiembre, las temperaturas medias bajaron en gran parte de los mercados analizados. Alemania, los Países Bajos y Bélgica registraron los mayores descensos en las temperaturas medias, de 9,3°C, 7,9°C y 6,1°C, respectivamente. En España, Gran Bretaña, Italia y Francia los descensos en las temperaturas medias estuvieron entre los 1,1°C en España y los 4,8°C en Francia. La excepción fue Portugal, que registró un incremento de las temperaturas medias de 0,4°C.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 16 de septiembre, se espera que continúe descendiendo en los mercados de España, Italia, Portugal, Francia y Alemania. En cambio, se prevé que la demanda aumente en los mercados de los Países Bajos, Gran Bretaña y Bélgica.
Mercados eléctricos europeos
En la segunda semana de septiembre, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. El mercado EPEX SPOT de los Países Bajos registró el menor descenso porcentual de precios, del 16%. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia registró la mayor caída porcentual, del 38%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 19% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 36% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.
segunda semana de septiembre, los promedios semanales fueron inferiores a 80 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado IPEX de Italia, con promedios de 81,28 €/MWh y 107,91 €/MWh, respectivamente. El mercado nórdico registró el menor promedio semanal, de 13,55 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 51,37 €/MWh del mercado francés y los 79,85 €/MWh del mercado neerlandés.
Por lo que respecta a los precios horarios, la mayoría de los mercados analizados registraron precios negativos en la segunda semana de septiembre. Las excepciones fueron el mercado italiano y el mercado MIBEL de Portugal. En el mercado británico y el mercado nórdico, hubo precios horarios negativos el día 10 de septiembre. Además de ese día, el mercado belga registró precios negativos los días 11 y 15 de septiembre, mientras que los mercados alemán y neerlandés, los días 14 y 15 de septiembre. El domingo 15 de septiembre también alcanzaron precios horarios negativos los mercados español y francés. El mercado neerlandés registró el precio horario más bajo de la segunda semana de septiembre, de -1,83 €/MWh, el martes 10 de septiembre, de 15:00 a 16:00. En cambio, el mercado alemán alcanzó el precio horario más alto de la segunda semana de septiembre, de 300,01 €/MWh, el 12 de septiembre, de 19:00 a 20:00.
Durante la semana del 9 de septiembre, el descenso del precio promedio semanal del gas y de los derechos de emisión de CO2, el incremento de la producción eólica, así como el descenso de la demanda y el incremento de la producción solar en la mayoría de los mercados, contribuyeron a la caída de los precios de los mercados eléctricos europeos.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de septiembre, los precios continuarán bajando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Sin embargo, los precios podrían aumentar en el mercado italiano, donde la producción eólica y solar disminuirá notablemente. Los mercados británico y neerlandés también podrían registrar incrementos de precios, influenciados por la recuperación de la demanda en estos mercados.
Brent, combustibles y CO2
En la segunda semana de septiembre, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, tras registrar el lunes un ligero aumento respecto a la última sesión de la semana anterior, el martes cayeron un 3,7%. Como resultado, el martes 10 de septiembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 69,19 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 2 de diciembre de 2021. En cambio, en las últimas tres sesiones de la semana, los precios se mantuvieron por encima de 70 $/bbl. El jueves 12 de septiembre estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 71,97 $/bbl. El vienes 13 de septiembre el precio de cierre descendió hasta 71,61 $/bbl, pero todavía fue un 0,8% mayor al del viernes anterior.
En la segunda semana de septiembre, la revisión a la baja de las previsiones de demanda de la OPEP propició el precio mínimo del martes 10 de septiembre. La Agencia Internacional de la Energía también revisó a la baja sus previsiones de crecimiento de la demanda. Sin embargo, los efectos sobre el suministro estadounidense del huracán Francine y las interrupciones de suministro en Libia contribuyeron a la recuperación de los precios en las últimas sesiones de la segunda semana de septiembre.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 9 de septiembre alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 37,33 €/MWh. En cambio, el jueves 12 de septiembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 35,19 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 31 de julio. El viernes 13 de septiembre, el precio de cierre aumentó hasta 35,65 €/MWh. Este precio todavía fue un 2,3% menor al del viernes anterior.
El lunes 9 de septiembre los futuros de gas TTF alcanzaron su precio de cierre máximo semanal influenciados por los pronósticos de bajas temperaturas y la reducción del suministro procedente de Noruega. Al inicio de la segunda semana de septiembre, el temor a los efectos del huracán Francine sobre las exportaciones de gas natural licuado estadounidenses también ejerció su influencia al alza sobre los precios. Sin embargo, los elevados niveles de las reservas europeas y el suministro abundante contribuyeron a mantener los precios de cierre por debajo de 38 €/MWh en la segunda semana de septiembre.
Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2024, el lunes 9 de septiembre registraron su precio de cierre máximo semanal, de 66,52 €/t. En cambio, el martes 10 de septiembre, alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 64,92 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 23 de julio. El día 11 de septiembre, el precio de cierre aumentó un 2,3% respecto al día anterior. En las últimas dos sesiones de la segunda semana de septiembre los precios volvieron a bajar. El viernes 13 de septiembre el precio de cierre fue de 64,99 €/t, un 2,3% menor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, el almacenamiento de energía y el autoconsumo
Este jueves, 19 de septiembre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán el webinar número 47 de su serie de webinars mensuales. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el almacenamiento de energía, especialmente las baterías y el hidrógeno verde, así como la situación actual y las perspectivas del autoconsumo. Además, también habrá una explicación de los servicios de AleaSoft para las comercializadoras de energía. En la mesa de análisis del webinar, participarán Xavier Cugat, Product Director en Pylontech, y Francisco Valverde, profesional independiente para el desarrollo de las energías renovables.
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