AleaSoft: Récords de fotovoltaica y más eólica ayudan a contener los precios de los mercados europeos

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 19 de mayo, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados de la península ibérica por tercera semana consecutiva. España registró el mayor incremento, del 10%, mientras que Portugal alcanzó una subida del 8,9%. Por otro lado, los mercados de Alemania, Italia y Francia cambiaron de tendencia y registraron descensos tras los crecimientos de la semana anterior. Alemania lideró los descensos, con una caída del 17%, mientras que Francia registró la menor reducción, del 3,2%. Italia presentó una bajada del 11%.

Durante la semana, los mercados de Italia, Francia y Portugal registraron récords de producción solar fotovoltaica. El lunes 19 de mayo, Italia alcanzó su valor más alto de producción con esta tecnología para un día de mayo, con 149 GWh, que también representa el segundo valor más alto de su historia. Francia logró su máximo histórico de producción solar fotovoltaica, con 142 GWh el día 23 de mayo. Por su parte, el mercado portugués batió nuevamente su récord histórico de producción solar, con 26 GWh el sábado 24 de mayo.

Para la semana del 26 de mayo, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología descenderá en Italia, Alemania y España.

Durante la cuarta semana de mayo, la producción eólica aumentó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 67%, mientras que Portugal mostró el menor, del 1,0%. Ambos mercados mantuvieron la tendencia al alza por segunda semana consecutiva. Alemania acumuló aumentos por cuarta semana y, en esta ocasión, registró un incremento del 27%, mientras que España y Francia presentaron subidas del 51% y 35%, respectivamente.

Para la última semana de mayo, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en Alemania y Francia. Por otro lado, los mercados de la península ibérica e Italia registrarán descensos.

Demanda eléctrica
Durante la semana del 19 de mayo, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Bélgica experimentó la mayor caída, con un 1,9%, mientras que Italia y Francia registraron los menores descensos, ambos con un 0,2%. En Portugal la demanda descendió un 0,6%. Por otro lado, Alemania, Gran Bretaña y España experimentaron un cambio de tendencia al alza, tras los descensos de la semana precedente. En esta ocasión, el mercado alemán lideró los incrementos, con un 0,9%, seguido por el británico, con un 0,5%, y el español, con un 0,2%.

Las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados con respecto a la semana anterior. Portugal y España registraron los mayores incrementos, de 1,7°C y 1,5°C, respectivamente. Alemania experimentó la menor subida, de 0,2°C, mientras que Italia registró un aumento de 1,0°C. Por otro lado, Francia, Gran Bretaña y Bélgica registraron descensos en las temperaturas que oscilaron entre los 0,2°C de Francia y los 1,4°C de Bélgica.

En la última semana de mayo, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados de España, Portugal e Italia, mientras que disminuirá en Gran Bretaña, Alemania, Francia y Bélgica.

Mercados eléctricos europeos
En la cuarta semana de mayo, los precios promedio de gran parte de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. El mercado MIBEL de España y Portugal alcanzó las mayores caídas porcentuales de precios, del 46% y el 48%, respectivamente. Sin embargo, en algunos mercados el precio promedio semanal fue similar al de la semana anterior, con ligeros incrementos porcentuales. El mercado IPEX de Italia registró una subida del 0,8%, mientras que el mercado EPEX SPOT de Alemania, los Países Bajos y Bélgica registró incrementos del 0,7%, el 1,0% y el 1,6%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 8,4% del mercado N2EX del Reino Unido y el 17% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la semana del 19 de mayo, los promedios semanales fueron inferiores a 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, cuyos promedios fueron de 84,50 €/MWh y 96,54 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados español y portugués alcanzaron los menores promedios semanales, de 9,80 €/MWh y 13,21 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 18,32 €/MWh del mercado Nord Pool de los países nórdicos y los 69,09 €/MWh del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios diarios, el domingo 25 de mayo la mayoría de los mercados registraron precios inferiores a 20 €/MWh. Ese día, el mercado británico alcanzó el menor promedio de los mercados analizados, de 1,55 €/MWh. Este fue su precio diario más bajo desde el 24 de mayo de 2020. Además, el precio diario en el mercado italiano fue el más bajo desde el 17 de mayo de 2021, pese a alcanzar un valor considerablemente mayor que el del resto de los mercados, de 47,74 €/MWh.

En cuanto a los precios horarios, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios horarios negativos en la cuarta semana de mayo. Las excepciones fueron los mercados italiano, nórdico y portugués. El domingo 25 de mayo, de 13:00 a 14:00, el mercado británico registró el precio horario más bajo de la semana, de ‑35,18 €/MWh. Este precio fue el más bajo de ese mercado desde el 17 de julio de 2023.

En la semana del 19 de mayo, el aumento de la producción eólica propició el descenso de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. El incremento de la producción solar en la península ibérica también contribuyó al descenso de los precios en el mercado MIBEL. Sin embargo, el incremento del precio semanal del gas contribuyó a los ligeros incrementos de precios registrados en mercados como el alemán, el belga, el italiano y el neerlandés.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la última semana de mayo, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, los precios aumentarán en los mercados ibérico e italiano, influenciados por el descenso de la producción eólica y solar en estos mercados.

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 65,54 $/bbl, el lunes 19 de mayo. Posteriormente, los precios bajaron. Como consecuencia, el jueves 22 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 64,44 $/bbl. El viernes 23 de mayo se produjo una recuperación del 0,5% respecto al día anterior y el precio de cierre fue de 64,78 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 1,0% menor al del viernes anterior.

La posibilidad de nuevos incrementos de producción por parte de la OPEP+ propició el descenso de los precios de los futuros de petróleo Brent. La preocupación por la evolución de la demanda debido a las políticas arancelarias estadounidenses también continuó ejerciendo presión a la baja en la cuarta semana de mayo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 19 de mayo, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 35,22 €/MWh. Tras una subida del 5,0% respecto al día anterior, el martes 20 de mayo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 36,98 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 8 de abril. Aunque los precios de cierre fueron ligeramente inferiores, se mantuvieron por encima de 36 €/MWh en el resto de las sesiones de la cuarta semana de marzo. El viernes 23 de mayo el precio de cierre fue de 36,45 €/MWh, un 3,7% mayor al del viernes anterior.

Las paradas por mantenimiento en varios yacimientos noruegos, así como una parada parcial no programada en el yacimiento de Troll, afectaron al suministro de gas desde Noruega. Esto ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF durante la cuarta semana de mayo.

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 2025, permanecieron por encima de 70 €/t durante la cuarta semana de mayo. El lunes 19 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,42 €/t. En cambio, el martes 20 de mayo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 73,18 €/t. Posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Como consecuencia, el viernes 23 de mayo, el precio de cierre fue de 71,56 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue 0,8% mayor al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y las baterías
El jueves 22 de mayo AleaSoft Energy Forecasting celebró el webinar número 55 de su serie de webinars mensuales. Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el webinar analizó las baterías, centrándose en la importancia de las previsiones de demanda y banda secundaria, los beneficios según el grado de utilización de las baterías y su optimización financiera, así como temas regulatorios del almacenamiento de energía, incluyendo las ayudas y los pagos por capacidad. El ponente invitado fue Javier Adiego Orera, CEO y cofundador de 7C Energy. Además, Kiko Maza, Managing Director en WeMake Consultores, y Luis Atienza Serna, exministro del Gobierno español y expresidente de Red Eléctrica, participaron enla mesa de análisis posterior. La mesa de análisis también abordó las hibridaciones con eólica y los servicios auxiliares, así como las redes de transporte y distribución.