En la segunda semana de marzo, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior, influenciados por el descenso de la demanda eléctrica y de los precios del gas, así como por el incremento generalizado de la producción eólica. En cuanto a la producción con esta tecnología, los días 9 y 10 de marzo se alcanzaron récords horarios en España, Francia e Italia

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica Durante la segunda semana de marzo, la producción solar aumentó un 26% respecto a la semana anterior en el mercado italiano. Sin embargo, en el resto de mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting se registraron descensos. La mayor caída fue la del mercado alemán, del 38%. En los mercados francés y español, los descensos fueron del 29% y el 30%, respectivamente. Por otra parte, la menor caída en la producción solar, del 25%, se registró en el mercado portugués.

Para la tercera semana de marzo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción podría aumentar en Alemania y España, pero podría bajar en Italia.

Durante la semana del 6 de marzo, la producción eólica aumentó respecto a la semana anterior en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La mayor subida, del 169%, fue la del mercado portugués, seguida por la del mercado italiano, del 143%. En Alemania, la producción con esta tecnología aumentó en un 73%, mientras que en los mercados español y francés los aumentos fueron del 51% y el 56%, respectivamente.

Por otra parte, el viernes 10 de marzo, de 10:00 a 11:00, se alcanzó una producción eólica récord de 16 598 MWh en el mercado francés. Ese día, de 17:00 a 18:00, también se registró una producción récord de 8 260 MWh en Italia. En el caso del mercado español, el jueves 9 de marzo, de 23:00 a 24:00, la producción horaria programada en el P48, de 20 139 MWh, fue la segunda más elevada de la historia después de la registrada el 21 de noviembre de 2022.

Para la semana del 13 de marzo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción podría continuar aumentando en el mercado alemán, pero podrían registrarse descensos en el resto de los mercados.

Demanda eléctrica En la semana del 6 de marzo, la demanda eléctrica descendió en la mayoría de mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron los mercados británico y neerlandés, con aumentos del 0,3% y el 8,4%, respectivamente. Por otra parte, el mayor descenso, del 13%, se registró en el mercado francés. En el resto de los mercados, la demanda bajó entre el 0,2% del mercado alemán y el 8,3% del mercado español.

En la segunda semana de marzo, el aumento de las temperaturas medias contribuyó al descenso de la demanda eléctrica en la mayoría de mercados europeos. La mayor subida de las temperaturas medias respecto a la semana anterior, de 9,0 °C, se registró en España, favoreciendo que el mayor descenso de la demanda se registrara en este mercado. Por otra parte, en los Países Bajos y Gran Bretaña, las temperaturas medias bajaron, registrándose incrementos en la demanda eléctrica.

Para la semana del 13 de marzo, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, la demanda podría continuar descendiendo en la mayoría de los mercados europeos, influenciada por la subida de las temperaturas medias.

Mercados eléctricos europeos En la semana del 6 de marzo, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting bajaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con una subida del 41%. Por otra parte, la mayor bajada de precios, del 38%, fue la del mercado MIBEL de España y Portugal. En el resto de los mercados, los descensos estuvieron entre el 7,0% del mercado N2EX del Reino Unido y el 16% del mercado IPEX de Italia.

En la segunda semana de marzo, el precio promedio más elevado, de 143,24 €/MWh, fue el del mercado británico, seguido por el del mercado italiano, de 134,30 €/MWh. Por otra parte, el menor promedio semanal fue el del mercado español, de 84,95 €/MWh, seguido por el promedio del mercado portugués, de 85,06 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 108,84 €/MWh del mercado nórdico y los 131,07 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia.

Por lo que respecta a los precios horarios, en el mercado nórdico, el lunes 6 de marzo, de 18:00 a 19:00, se alcanzó un precio de 180,13 €/MWh, el más alto desde diciembre de 2022. En cambio, en el mercado MIBEL de España y Portugal, el sábado 11 de marzo, de 15:00 a 16:00, se registró un precio de 1,49 €/MWh, el más bajo desde enero. Por otra parte, el lunes 13 de marzo, de 13:00 a 15:00, se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados neerlandés y alemán, los cuales fueron los más bajos de estos mercados desde el primer día del año. En el caso del mercado belga, el 13 de marzo, de 15:00 a 16:00, se registró un precio de 0,90 €/MWh, el más bajo desde enero de 2023.

Durante la semana del 6 de marzo, el descenso del precio promedio del gas respecto a la semana anterior y la caída de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados europeos propiciaron el descenso de los precios en casi todos los mercados analizados. El incremento generalizado de la producción eólica también ejerció su influencia a la baja sobre los precios. En el caso del mercado italiano, el aumento de la producción solar también contribuyó a este comportamiento.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la tercera semana de marzo los precios podrían continuar bajando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por descensos de la demanda en la mayoría de los mercados analizados, así como por el incremento de la producción renovable en algunos mercados.

Brent, combustibles y CO2 El lunes 6 de marzo, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron el precio de cierre máximo semanal, de 86,18 $/bbl, el cual fue un 4,5% mayor al del lunes anterior. Posteriormente, los precios descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo semanal, de 81,59 $/bbl, el jueves 9 de marzo. Este precio fue un 3,7% menor al del jueves anterior. El viernes, el precio de cierre subió ligeramente hasta 82,78 $/bbl, pero todavía fue un 3,6% menor al del viernes anterior.

En la segunda semana de marzo, las declaraciones sobre posibles incrementos de las tasas de interés por parte de Reserva Federal de los Estados Unidos favorecieron los descensos de precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, el descenso en las reservas de petróleo de Estados Unidos y la publicación de los datos sobre el empleo en este país permitieron que se frenase la tendencia descendente al final de la semana.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 6 de marzo registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 42,15 €/MWh. Este precio fue un 11% menor al del lunes anterior y el más bajo desde el 23 de agosto de 2021. Los siguientes tres días, los precios de cierre también fueron inferiores a los de los mismos días de la semana anterior, manteniéndose por debajo de 44 €/MWh. Sin embargo, el viernes 10 de marzo, los precios subieron un 21% respecto al día anterior y se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 52,86 €/MWh. Este precio de cierre fue un 18% mayor al del viernes anterior y el más alto desde mediados de febrero.

Unas temperaturas más suaves y una mayor producción eólica ejercieron su influencia a la baja sobre los precios en la segunda semana de marzo. Sin embargo, las huelgas en Francia, que afectaron a plantas importadoras de gas natural licuado, favorecieron la recuperación de los precios de los futuros de gas TTF al final de la segunda semana del mes. Además, las noticias sobre el problema detectado en un reactor nuclear francés y sus consecuencias sobre la producción nuclear del país también contribuyeron a la recuperación de los precios.

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 2023, durante la segunda semana de marzo, invirtieron la tendencia de la semana anterior y registraron incrementos en todas las sesiones. Como resultado, el viernes 10 de marzo se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 99,79 €/t, el cual fue un 8,3% mayor al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa Este jueves 16 de marzo, a las 12:00 CET, se celebrará el tercer webinar de 2023 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. En este webinar, el tercero con ponentes invitados de EY, se analizarán las perspectivas de los mercados de energía europeos para la primavera de 2023, la actualización de la regulación del sector energético español y las perspectivas de la reforma del mercado eléctrico de la Unión Europea. Otros temas que también se abordarán son la financiación de proyectos de energías renovables, la importancia de los PPA y el autoconsumo, así como las principales consideraciones a tener en cuenta en la valoración de carteras.

Por otra parte, las previsiones de precios de largo plazo de AleaGreen son especialmente útiles tanto en la valoración de activos para la financiación de proyectos de energías renovables como en la negociación de PPA. Estas previsiones de precios se caracterizan por tener 30 años de horizonte, desagregación horaria y bandas de confianza. Los mercados eléctricos disponibles incluyen los principales mercados europeos, americanos y asiáticos.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/produccion-eolica-bate-records-varios-mercados-europeos/