En la semana del 21 de abril, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron en comparación con la semana anterior, especialmente durante los primeros días de la semana. El descenso de la producción eólica impulsó las subidas. A finales de semana los precios bajaron. En España, Portugal y Alemania se alcanzó la producción fotovoltaica más alta para un día de abril y en Italia la segunda más alta de la historia. El gas alcanzó el precio más bajo desde julio de 2024

Producción solar fotovoltaica y producción eólica Durante la semana del 21 de abril, la producción solar fotovoltaica aumentó en todos los principales mercados eléctricos europeos, marcando un cambio de tendencia tras los descensos de la semana anterior. El mercado portugués lideró los crecimientos porcentuales, con un 62%, seguido por los mercados italiano y español, con aumentos del 38% y 33%, respectivamente. El mercado alemán registró el menor crecimiento, con un 10%, mientras que el francés experimentó un aumento del 11%.

En la cuarta semana de abril, varios mercados europeos marcaron nuevos hitos en la producción solar fotovoltaica. El mercado italiano alcanzó el 22 de abril la segunda mayor generación de su historia, con 141 GWh, tras el récord registrado el 11 de abril. Ese mismo día, el mercado portugués logró la producción más alta para un mes de abril, con 22 GWh. Un día después, el 23 de abril, el mercado español batió su récord de generación solar fotovoltaica para un abril, al alcanzar los 197 GWh. Finalmente, el mercado alemán registró el lunes 28 su mayor producción solar para un mes de abril, con 397 GWh.

Para la semana del 28 de abril, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar fotovoltaica aumentará en Alemania y bajará en España e Italia en comparación con la semana anterior.

Durante la cuarta semana de abril, la producción eólica disminuyó en los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor descenso porcentual, del 58%, seguido por Italia y España, con caídas del 53% y 45%, respectivamente. Estos mercados invirtieron la tendencia de crecimiento observada la semana previa. Francia mostró la menor reducción, del 19%, mientras que Alemania recortó su producción en un 39%. Ambos mercados continuaron la tendencia de descensos por tercera semana consecutiva.

Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en los mercados de la península ibérica y Alemania, mientras que disminuirá en Francia e Italia.

Demanda eléctrica Durante la cuarta semana de abril, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos. Italia encabezó las bajadas con un descenso del 14%, seguida de Portugal y Francia, que registraron caídas del 6,0% y 3,4%, respectivamente. Bélgica y Alemania mostraron los menores descensos, del 0,6% y 0,5%, en cada caso. Alemania continuó su tendencia a la baja por sexta semana consecutiva, mientras que Italia y Bélgica repitieron este comportamiento por tercera y segunda semana, respectivamente. En cambio, la demanda aumentó en España y Gran Bretaña. España lideró las subidas con un crecimiento del 2,3%, tras las caídas de las últimas cinco semanas, mientras que Gran Bretaña presentó una subida del 0,9%.

Durante la semana, las temperaturas medias superaron las de la semana anterior en gran parte de los mercados europeos. Portugal, España y Gran Bretaña registraron los mayores incrementos, de 2,4°C, 2,1°C y 1,2°C, respectivamente. Francia e Italia experimentaron una subida de 0,5°C en ambos casos, mientras que Bélgica registró un incremento de 0,1°C respecto a la semana precedente. Sin embargo, en Alemania, las temperaturas medias bajaron 1,0°C.

La caída de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados se debió a la disminución de la actividad laboral durante el lunes de Pascua, festivo nacional en Alemania, Francia, Italia, Gran Bretaña y Bélgica. En Italia y Portugal, el festivo nacional del viernes 25 de abril, el Día de la Libertad en Portugal y el Día de la Liberación en Italia, también influyó. En España, la demanda aumentó por la recuperación de la actividad laboral tras los festivos de la semana anterior, a pesar de que el lunes de Pascua fue festivo en algunas comunidades autónomas.

Para la semana del 28 de abril, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda descenderá en la mayoría de los mercados, en parte por el festivo del 1 de mayo, Día Internacional de los Trabajadores. Por el contrario, en Italia, se prevé una recuperación de la demanda.

Mercados eléctricos europeos En la cuarta semana de abril, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. Los incrementos fueron fundamentalmente durante los primeros días de la semana mientras que el fin de semana los precios bajaron. Esto favoreció que el promedio semanal del mercado EPEX SPOT de Alemania fuera prácticamente igual al de la semana anterior, bajando tan solo un 0,01%. El mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado MIBEL de España y Portugal registraron las mayores subidas porcentuales de precios, del 139%, el 177% y el 181%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 1,3% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 59% del mercado EPEX SPOT de Francia. En cambio, el mercado IPEX de Italia registró una caída en los precios semanales del 13%.

En la semana del 21 de abril, pese a los incrementos de precios, los promedios semanales permanecieron por debajo de 85 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado italiano y el mercado N2EX del Reino Unido, cuyos promedios fueron de 88,95 €/MWh y 93,48 €/MWh, respectivamente. Por otra parte, los mercados portugués y español alcanzaron los menores promedios semanales, de 36,20 €/MWh y 37,63 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 53,24 €/MWh del mercado nórdico y los 82,61 €/MWh del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios diarios, el domingo 27 de abril fueron inferiores a 35 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Ese día, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio, de 62,58 €/MWh. A pesar de ser el precio más alto comparado con el resto de los principales mercados europeos, este precio diario fue el más bajo del mercado italiano desde el 8 de abril de 2024.

En cuanto a los precios horarios, la mayoría de los mercados registraron precios horarios negativos en la cuarta semana de abril. El domingo 27 de abril, los mercados portugués y español alcanzaron sus precios horarios mínimos históricos. El precio del mercado portugués fue de ‑5,00 €/MWh de 11:00 a 15:00, mientras que el precio del mercado español fue de ‑6,01 €/MWh de 15:00 a 16:00. Ese mismo día, de 13:00 a 14:00, el mercado belga alcanzó el precio horario más bajo de la semana, de ‑266,00 €/MWh. Este precio fue el más bajo del mercado belga desde el 9 de junio de 2019. También ese día y en esa franja horaria, los mercados alemán y neerlandés alcanzaron sus precios más bajos desde el 13 de mayo de 2024, de ‑129,81 €/MWh y ‑189,90 €/MWh, respectivamente.

En la semana del 21 de abril, el descenso de la producción eólica propició el aumento de los precios semanales en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Además, en los mercados británico y español la demanda eléctrica aumentó. En cambio, el aumento de la producción solar, así como la caída de la demanda, contribuyeron al descenso de los precios en el mercado italiano.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de mayo, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por la caída de la demanda eléctrica y el incremento de la producción eólica. En el mercado alemán, la producción solar también aumentará considerablemente.

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 67,44 $/bbl, el martes 22 de abril. En cambio, tras una caída del 2,0%, el día 23 de abril, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 66,12 $/bbl. En las dos últimas sesiones de la semana, los precios aumentaron ligeramente. Como consecuencia, el viernes 25 de abril, estos futuros alcanzaron un precio de cierre de 66,87 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,6% menor al de la última sesión de la semana anterior. No obstante, el promedio semanal de los precios de cierre fue 1,2% superior al de la semana anterior.

La incertidumbre sobre la evolución de la demanda mundial de petróleo debido a las tensiones comerciales continuó influenciando la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent en la cuarta semana de abril. La posibilidad de nuevos incrementos de producción de la OPEP+ en junio contribuyó a que los precios de cierre se mantuvieran por debajo de 67 $/bbl en la mayoría de las sesiones de la cuarta semana de abril. Un dólar más fuerte también ejerció su influencia a la baja sobre los precios.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 21 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, 35,66 €/MWh. Sin embargo, durante la cuarta semana de abril, los precios registraron una tendencia descendente. Como consecuencia, el viernes 25 de abril estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 32,43 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 26 de julio de 2024.

La reducción de la demanda debido al incremento de las temperaturas favoreció el descenso de los precios de los futuros de gas TTF en la cuarta semana de abril. Además, el suministro estable permitió que las reservas europeas continuasen aumentando.

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, el martes 22 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 64,39 €/t. Tras una subida del 3,9% respecto al día anterior, el 23 de abril estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 66,90 €/t. En las dos últimas sesiones de la semana, los precios de cierre fueron ligeramente inferiores, pero se mantuvieron por encima de 66 €/t. El viernes 25 de abril, el precio de cierre fue de 66,43 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 0,8% mayor al de la última sesión de la semana anterior. Sin embargo, el promedio semanal de los precios de cierre de la cuarta semana de abril fue 0,6% menor que el de la semana 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 celebrará el webinar número 55 de su serie de webinars mensuales, que estará centrado en las baterías. Este evento contará con la participación de Javier Adiego Orera, CEO y cofundador de 7C Energy. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, la importancia de las previsiones de demanda y banda secundaria, los beneficios según el grado de utilización de las baterías y la optimización financiera de las mismas, además de temas regulatorios del almacenamiento de energía, incluyendo las ayudas y los pagos por capacidad. Posteriormente, la mesa de análisis abordará las hibridaciones con eólica y los servicios auxiliares, así como las redes de transporte y distribución. Para ello, esta mesa también contará con la participación de Kiko Maza, Managing Director en WeMake Consultores, y Luis Atienza Serna, exministro del Gobierno español y expresidente de Red Eléctrica.