Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 7 de octubre, la producción solar fotovoltaica aumentó en el mercado alemán respecto a la semana anterior en un 4,2%, tras dos semanas de descensos. En cambio, los mercados de España, Portugal, Francia e Italia registraron bajadas respecto a la semana precedente. El mercado español tuvo la mayor caída, del 38%, mientras que el mercado italiano registró el menor descenso, del 0,2%. En Francia y Portugal las caídas fueron del 13% y 19%, respectivamente. El mercado portugués mantuvo la tendencia a la baja por quinta semana consecutiva, mientras que el mercado italiano repitió la misma tendencia por segunda semana.
A pesar del descenso de la producción fotovoltaica durante la semana, el mercado italiano registró récord histórico de producción solar fotovoltaica diaria para un mes de octubre, de 89 GWh, el viernes 11 de octubre.
En la tercera semana de octubre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar aumentará en comparación con la semana anterior en Alemania y España, mientras que, en Italia continuará descendiendo.
En la segunda semana de octubre, la producción eólica aumentó en gran parte de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior, cambiando la tendencia observada en la primera semana del mes. El mercado portugués registró la mayor subida, del 59%, seguido por los mercados alemán y español, que mostraron incrementos del 45% y 32%, respectivamente. La excepción fue el mercado francés, el cual mantuvo la tendencia a la baja de la semana anterior, disminuyendo un 1,4% en esta ocasión.
Las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 14 de octubre indican un descenso generalizado de la producción con esta tecnología en los mercados analizados.
Demanda eléctrica
En la semana del 7 de octubre, la demanda eléctrica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana precedente. El mercado alemán registró el mayor incremento, del 6,9%, por la recuperación de la demanda tras el festivo del jueves 3 de octubre, Día de la Unidad Alemana, celebrado la semana anterior. Los mercados francés y neerlandés experimentaron la menor subida, del 0,4% y 0,8%, en cada caso. Los mercados belga, italiano y británico registraron aumentos que estuvieron entre el 1,5% de Bélgica y el 2,3% de Gran Bretaña. En el caso de los mercados francés y británico, la demanda aumentó por cuarta semana consecutiva, mientras que en los mercados belga y neerlandés aumentó por segunda y tercera semana, respectivamente.
Por otra parte, la demanda bajó en la península ibérica. El mercado portugués registró el mayor descenso, del 4,0%, mientras que el mercado español registró una caída del 1,4%. En España, el festivo nacional del 12 de octubre, Día de la Hispanidad, contribuyó al descenso de la demanda.
Las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados. Alemania, los Países Bajos, Bélgica, Francia e Italia registraron incrementos que oscilaron entre 1,0°C en Italia y 1,9°C en Alemania. Por otro lado, Gran Bretaña, España y Portugal registraron descensos de 1,2°C, 1,5°C y 1,6°C, respectivamente.
Para la semana del 14 de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados de Gran Bretaña, los Países Bajos, Italia y España. Sin embargo, se espera que la demanda baje en los mercados de Francia, Portugal, Alemania y Bélgica.
Mercados eléctricos europeos
En la segunda semana de octubre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado N2EX del Reino Unido, con una subida del 4,8%. El mercado EPEX SPOT de los Países Bajos registró el menor descenso porcentual de precios, del 0,9%. En cambio, el mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor caída porcentual de precios, del 33%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 2,9% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 25% del mercado MIBEL de Portugal.
En la semana del 7 de octubre, los promedios semanales fueron inferiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado británico y el mercado IPEX de Italia, con promedios de 96,94 €/MWh y 106,96 €/MWh, respectivamente. El mercado nórdico registró el menor promedio semanal, de 26,68 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 46,52 €/MWh del mercado francés y los 73,37 €/MWh del mercado neerlandés.
Por lo que respecta a los precios horarios, el domingo, 13 de octubre, los mercados alemán, belga, británico, francés y neerlandés registraron precios horarios negativos. En el caso del mercado francés, también hubo precios negativos el jueves 10 de octubre. El mercado alemán registró el precio horario más bajo de la segunda semana de octubre, de ‑15,69 €/MWh, el domingo, de 14:00 a 15:00.
Pese a los descensos en los promedios semanales, los mercados español y portugués, el día 10 de octubre, de 20:00 a 21:00, registraron el precio más alto desde el 21 de febrero, de 180,00 €/MWh. El día 14 de octubre, de 19:00 a 20:00, los mercados francés y británico alcanzaron los precios horarios más elevados de estos mercados desde principios de diciembre de 2023, de 161,89 €/MWh y 199,98 £/MWh, respectivamente.
Durante la semana del 7 de octubre, el incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados propició el descenso de los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, el precio promedio semanal de los derechos de emisión de CO2 bajó respecto a la semana anterior. En Alemania también aumentó la producción solar, mientras que la demanda bajó en la península ibérica. Esto también contribuyó al descenso de los precios en estos mercados.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de octubre, los precios aumentarán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados.
Brent, combustibles y CO2
En la segunda semana de octubre, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre máximo semanal, de 80,93 $/bbl, el lunes 7 de octubre. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 27 de agosto. Posteriormente, los precios bajaron. Como consecuencia, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 76,58 $/bbl, el día 9 de octubre. Sin embargo, en las dos últimas sesiones de la semana, los precios de cierre volvieron a superar los 79 $/bbl. El viernes 11 de octubre el precio de cierre fue de 79,04 $/bbl, un 1,3% mayor al del viernes anterior. El promedio de los precios de cierre de la semana del 7 de octubre fue un 4,9% superior al de la semana anterior.
La preocupación por el suministro debido al conflicto en Oriente Próximo, así como los efectos del Huracán Milton en Estados Unidos, ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la segunda semana de octubre. Sin embargo, el incremento de la producción en Libia y la preocupación por la evolución de la demanda contribuyeron a los descensos registrados en algunas sesiones de la segunda semana de octubre. El día 8 de octubre, la Administración de la Información de la Energía de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) rebajó sus previsiones de crecimiento de la demanda para 2025.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 7 de octubre el precio de cierre fue de 40,24 €/MWh, un 1,8% menor al de la última sesión de la semana anterior. En las siguientes sesiones continuaron los descensos de precios. Como consecuencia, el 9 de octubre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 38,34 €/MWh. Posteriormente, el jueves 10 de octubre, tras un aumento del 5,1% respecto al día anterior, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 40,29 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el tercero más alto de 2024. El viernes los precios volvieron a descender. El precio de cierre fue de 39,88 €/MWh, un 2,7% menor al del viernes anterior. El promedio semanal de los precios de cierre fue ligeramente inferior al de la semana anterior, con un descenso del 0,1%.
En la segunda semana de octubre continuó la preocupación por el suministro debido al conflicto en Oriente Próximo. El temor a una disminución del suministro de gas natural licuado desde Qatar ejerció su influencia al alza sobre los precios de cierre de los futuros de gas TTF. Estos superaron los 40 €/MWh en dos sesiones de la segunda semana de octubre, pese a los elevados niveles de las reservas europeas.
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, iniciaron la segunda semana de octubre con descensos de precios. El martes 8 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 60,29 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 5 de abril. En cambio, el jueves 10 de octubre estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 65,00 €/t. El viernes 11 de octubre, el precio de cierre fue de 64,62 €/t, un 4,1% mayor al del viernes anterior. A pesar de los aumentos de las últimas sesiones de la semana, el promedio de los precios de cierre en la semana del 7 de octubre fue un 0,9% más bajo que el de la semana anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación y valoración de proyectos renovables
El jueves 17 de octubre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán el webinar número 48 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, ponentes de Deloitte participarán en el webinar por quinta vez. Este webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2024‑2025, la financiación de proyectos de energías renovables, las perspectivas de las baterías y la hibridación, así como la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras.
