Precios al alza mezclados con varias horas de precios negativos o cero en los mercados eléctricos europeos

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En la semana del 17 de abril, los precios de los mercados eléctricos europeos subieron por la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda. Sin embargo, en el mercado MIBEL de España y Portugal, el 23 de abril se registraron siete horas con un precio de 0 €/MWh. En los mercados belga y neerlandés hubo varias horas con precios negativos el 19 de abril. Por otra parte, en Italia se alcanzó una producción solar fotovoltaica horaria récord y en España, el segundo valor más alto de la historia.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica

Durante la tercera semana de abril, la producción solar aumentó en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La mayor subida, del 29%, se registró en Alemania, mientras que el menor incremento, del 0,6%, fue el del mercado portugués. En el resto de los mercados, los aumentos estuvieron entre el 7,5% de España y el 19% de Francia.

Por otra parte, el sábado 22 de abril, de 12:00 a 13:00, se alcanzó una producción solar fotovoltaica récord de 12 660 MWh en el mercado italiano. En el caso de España, la producción solar fotovoltaica alcanzó un valor de 14 580 MWh el lunes 17 de abril, de 13:00 a 14:00. Ese fue el segundo valor más alto de la historia, después del récord del día 8 de abril. En el caso de la producción termoeléctrica española, el lunes 17 de abril, de 12:00 a 13:00, se registró el valor más alto desde mayo de 2022, de 2086 MWh. Por último, en el mercado alemán, el viernes 21 de abril, de 13:00 a 14:00, se alcanzó una producción solar fotovoltaica de 34 697 MWh, la cual fue la más alta desde agosto de 2022 en este mercado.

Para la cuarta semana de abril, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que esta podría continuar aumentando en Alemania, mientras que en España e Italia podría disminuir.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Durante la semana del 17 de abril, la producción eólica aumentó 1,7% en el mercado alemán respecto a la semana anterior. En cambio, en el resto de los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting se registraron descensos, los cuales estuvieron entre el 25% del mercado francés y el 69% del mercado italiano.

Para la semana del 24 de abril, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción podría aumentar en el mercado italiano y disminuir en el resto de mercados analizados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

 

Demanda eléctrica

En la semana del 17 de abril, la demanda eléctrica aumentó en casi todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado francés, con un descenso del 2,6%. Por otra parte, la mayor subida, del 6,6%, fue la del mercado neerlandés. En el resto de los mercados, la demanda aumentó entre el 0,5% del mercado portugués y el 4,5% del mercado alemán.

En la tercera semana de abril, la demanda se recuperó respecto a la de la semana anterior, afectada por el festivo del Lunes de Pascua en la mayoría de mercados. Además, en los mercados español y belga, se registraron ligeros descensos de las temperaturas medias respecto a la semana anterior.

Para la semana del 24 de abril, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda continúe aumentando en la mayoría de mercados europeos.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 17 de abril, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting subieron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios, del 84%, fue la del mercado MIBEL de España, seguida por el aumento del 78% del mercado portugués. Por otra parte, el menor incremento, del 2,9%, se registró en el mercado IPEX de Italia. En el resto de los mercados, las subidas estuvieron entre el 4,5% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 22% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En la tercera semana de abril, el precio promedio más elevado, de 138,46 €/MWh, fue el del mercado italiano. Por otra parte, el menor promedio semanal fue el del mercado nórdico, de 75,14 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 87,75 €/MWh del mercado español y los 115,75 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Por lo que respecta a los precios horarios, en el mercado MIBEL de España y Portugal, el domingo 23 de abril se registraron siete horas con un precio de 0 €/MWh, entre las 10:00 y las 12:00 y entre las 14:00 y las 19:00, al conjugarse una alta producción solar con un domingo con temperaturas primaverales en que la demanda es menor. En estos mercados también se habían registrado horas con precio cero durante el fin de semana anterior.

Por otra parte, en los mercados belga y neerlandés se alcanzaron precios horarios negativos el miércoles 19 de abril. En el caso de Bélgica, se registraron cuatro horas con precios negativos, mientras que en los Países Bajos se registraron seis horas. El precio horario más bajo, de ‑195,41 €/MWh, se alcanzó de 14:00 a 15:00, en el mercado neerlandés. Este precio fue el cuarto más bajo de este mercado, después de los precios récord del 23 de abril de 2022.

Durante la semana del 17 de abril, la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda en casi todos los mercados propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos, pese al descenso del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 y el incremento generalizado de la producción solar respecto a la semana anterior.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de abril los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.

 

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 los 85 $/bbl durante la tercera semana de abril. El precio de cierre máximo semanal, de 84,77 $/bbl, se alcanzó el martes 18 de abril y fue un 1,0% menor al del martes anterior. Posteriormente, los precios descendieron hasta registrar el precio de cierre mínimo semanal, de 81,10 $/bbl, el jueves 20 de abril. Este precio fue un 5,8% menor al del jueves anterior y el más bajo desde finales de marzo.

En la tercera semana de abril, los temores a un descenso de la demanda por una posible recesión económica mantuvieron los precios de los futuros de petróleo Brent por debajo de los 85 $/bbl. Estos temores se vieron incrementados por los datos de desempleo de Estados Unidos. Las expectativas de nuevos incrementos en las tasas de interés también contribuyeron a los descensos de precios. Sin embargo, el inicio de los nuevos recortes de producción la OPEP+ en mayo podría ejercer su influencia al alza sobre los precios.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, empezaron la semana con aumentos de precios y el martes 18 de abril alcanzaron el precio de cierre de máximo semanal, de 42,72 €/MWh, aunque este precio fue un 2,2% menor al del martes anterior. Pero el resto de la semana los precios de cierre se mantuvieron por debajo de los 41 €/MWh. El precio de cierre mínimo semanal, de 40,16 €/MWh, se registró el viernes 21 de abril. Este precio fue un 2,4% menor al del viernes anterior y el más bajo desde 22 de marzo.

En la tercera semana de abril, la abundancia en el suministro de gas natural licuado permitió que los niveles de las reservas europeas continuaran aumentando. Una demanda inferior a la de años anteriores también contribuyó al descenso de los precios de los futuros de gas TTF.

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, se mantuvieron por encima de 90 €/t casi toda la tercera semana de abril. El martes 18 de abril, se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 95,31 €/t. Pero este precio fue un 2,2% menor al del martes anterior. El resto de la semana, se registraron descensos de precios. Como consecuencia, el viernes 21 de abril se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 89,72 €/t. Este precio fue un 4,4% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 28 de marzo.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.

 

Por AleaSoft Energy Forecasting

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