AleaSoft: aumento de la demanda por la ola de calor impulsa los precios en los mercados eléctricos europeos

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
Durante la semana del 11 de agosto, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados eléctricos de Francia y Alemania por tercera semana consecutiva en comparación con la semana anterior. El mercado francés registró el mayor incremento, del 13%, mientras que en el alemán subió un 8,0%. Por el contrario, en los mercados del sur de Europa, la tendencia alcista de la semana anterior se invirtió. El mercado italiano presentó la mayor caída, del 9,3%, seguido por los descensos del 5,8% y del 4,7% en los mercados portugués y español, respectivamente.

Francia y Alemania también alcanzaron nuevos valores históricos de producción solar fotovoltaica diaria para el mes de agosto, superando los récords de la semana anterior. El lunes 11 de agosto, los mercados alemán y francés generaron 437 GWh y 155 GWh, respectivamente.

Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 18 de agosto, la generación con solar fotovoltaica aumentará en el mercado español. Por el contrario, se prevé que disminuya en los mercados italiano y alemán.

En la segunda semana de agosto, la producción eólica aumentó en los mercados de Portugal y Francia en comparación con la semana anterior. El mercado portugués registró un incremento del 53%, mientras que el francés subió un 48%, revirtiendo las caídas de las últimas dos y tres semanas, respectivamente. Por el contrario, los mercados alemán, italiano y español continuaron a la baja por segunda semana consecutiva. El mercado alemán sufrió el mayor descenso, del 42%, mientras que los mercados español e italiano registraron bajadas del 25% y del 30%, respectivamente.

Para la semana del 18 de agosto, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología aumentará en los mercados alemán, español, portugués e italiano. Por el contrario, descenderá en el mercado francés.

Demanda eléctrica
En la semana del 11 de agosto, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Tras tres semanas de descensos, el mercado británico registró el mayor incremento, del 12%. El mercado belga mantuvo la tendencia alcista de las dos semanas anteriores con un aumento del 6,2%. Los mercados alemán y francés invirtieron las caídas de las últimas dos y tres semanas, respectivamente, con subidas del 3,0% y del 4,3%. La demanda en el mercado español creció por segunda semana consecutiva, esta vez un 1,5%. Los mercados portugués e italiano constituyeron la excepción. El mercado portugués encadenó su segunda caída consecutiva con un descenso del 3,5%. Mientras tanto, el mercado italiano retrocedió un 1,4% y prolongó la tendencia negativa de las últimas tres semanas.

El aumento de las temperaturas medias durante la semana en todos los mercados analizados impulsó la demanda en la mayoría de ellos. Los incrementos en las temperaturas medias oscilaron entre 2,0 °C en España y 3,3 °C en Francia.

Los incrementos de la demanda intersemanal se mantuvieron a pesar del festivo nacional del 15 de agosto, la Asunción de la Virgen, que se celebra en España, Bélgica, Francia, Italia y Portugal, debido a la ola de calor que afectó a varios de estos países durante la semana.

Para la semana del 18 de agosto, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados alemán, español e italiano, mientras que se prevén descensos en los mercados francés, portugués, británico y belga.

Mercados eléctricos europeos
En la segunda semana de agosto, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. El mercado IPEX de Italia y el mercado MIBEL de Portugal y España registraron los menores incrementos, del 4,9%, el 20% y el 22%, respectivamente. En cambio, el mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor subida porcentual de precios, del 293%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 37% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 62% delmercado EPEX SPOT de Francia.

En la semana del 11 de agosto, los promedios semanales fueron superiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados nórdico y francés, cuyos promedios fueron de 28,00 €/MWh y 66,34 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 113,27 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 77,06 €/MWh del mercado belga y los 96,18 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Por lo que respecta a los precios diarios, el sábado 16 de agosto, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 4,55 €/MWh. En cambio, el 13 de agosto, este mercado registró su precio más elevado desde el 10 de mayo, de 63,56 €/MWh. Por otra parte, los precios diarios del mercado italiano se mantuvieron por encima de 100 €/MWh durante la segunda semana de agosto. Los precios de los mercados británico, español y portugués también superaron los 100 €/MWh el 13 de agosto, mientras que los mercados alemán, británico y neerlandés registraron precios diarios por encima de 100 €/MWh el 14 de agosto. El día 13 de agosto, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 118,47 €/MWh.

En cuanto a los precios horarios, los días 13 y 14 de agosto, los mercados alemán, belga y neerlandés registraron precios horarios superiores a 200 €/MWh. El jueves 14 de agosto, de 20:00 a 21:00, el mercado alemán alcanzó el precio horario más alto de la semana, de 283,89 €/MWh. Por otra parte, el día 13 de agosto, de 20:00 a 21:00, el mercado nórdico alcanzó un precio de 96,93 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 10 de mayo.

En la semana del 11 de agosto, el incremento de la demanda y el descenso de la producción eólica en la mayoría de los mercados propiciaron la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en los mercados español, italiano y portugués disminuyó la producción solar, mientras que en el mercado francés bajó la producción nuclear. Sin embargo, la caída de la demanda en los mercados italiano y portugués contribuyó a que estos mercados registrasen los menores incrementos porcentuales de precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de agosto, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción eólica. Además, la demanda disminuirá en algunos mercados.

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 67 $/bbl durante la segunda semana de agosto. El 13 de agosto, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 65,63 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 6 de junio. En cambio, tras una subida del 1,8% respecto al día anterior, el 14 de agosto estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 66,84 $/bbl. El viernes 15 de agosto, el precio de cierre fue de 65,85 $/bbl. Este precio fue un 1,1% menor al del viernes anterior.

La preocupación por la evolución de la demanda, así como por el incremento de producción, ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la segunda semana de agosto. Sin embargo, las amenazas del presidente estadounidense en caso de fracasar las negociaciones de paz para Ucrania contribuyeron al incremento de precios del jueves 14 de agosto.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 33,00€/MWh, el lunes 11 de agosto. Posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Como consecuencia, el viernes 15 de agosto, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 31,03 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,4% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 11 de julio de 2024.

A pesar del incremento de las temperaturas, el suministro abundante contribuyó al descenso de los precios de los futuros de gas TTF en la segunda semana de agosto. Además, las expectativas de un acuerdo de paz para Ucrania, que incrementaría la disponibilidad de gas a nivel global al levantarse sanciones al gas ruso, también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de estos futuros.

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, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 72,34 €/t, el lunes 11 de agosto. Los precios de cierre bajaron en la mayoría de las sesiones de la segunda semana de agosto. El viernes 15 de agosto, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,68 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 3,5% menor al del viernes anterior.