En la primera semana de 2024, el incremento de la demanda impulsó el aumento de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, en España, Portugal e Italia, los precios disminuyeron debido a un significativo aumento en la producción eólica. El 2 de enero, Francia alcanzó un récord de producción eólica diaria, de 402 GWh. Ese día, los futuros Front‑Month del gas TTF en ICE marcaron el precio de cierre más bajo desde la primera quincena de agosto de 2023, llegando a 30,57 €/MWh.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 1 de enero, la producción solar disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor caída, del 33%, mientras que el mercado italiano experimentó la menor caída, del 7,7%. La península ibérica fue la excepción, ya que la producción solar aumentó un 4,0%, principalmente debido al incremento del 22% en el mercado portugués. El 7 de enero, el mercado español generó 80 GWh con energía solar fotovoltaica, marcando la mayor producción con esta tecnología desde finales de noviembre del año pasado.
Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la producción solar aumente en Alemania, Italia y España para la semana del 8 de enero.
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.
En cuanto a la producción eólica, la primera semana de 2024 vio aumentos en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Italia lideró los aumentos, con un 246%. El mercado español también experimentó un aumento significativo, del 157%. El mercado francés tuvo el menor aumento, del 1,1%. A pesar de ello, el 2 de enero Francia generó 402 GWh con energía eólica, el mayor valor diario de la serie histórica. Aunque el mercado alemán fue el líder en producción eólica entre los mercados analizados durante la semana, registró un descenso del 23% respecto a la producción de la última semana del 2023.
Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, se espera una caída de la producción con esta tecnología en todos los mercados analizados para la semana del 8 de enero.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
Los principales mercados eléctricos europeos experimentaron un aumento de la demanda eléctrica durante la semana del 1 de enero en comparación con la semana anterior. Se anticipaba que la demanda se recuperaría después de la celebración de la Navidad la semana anterior. Entre todos los mercados analizados, el mercado británico registró el mayor incremento, alcanzando un 20%. El mercado español registró el menor incremento, de un 1,8%.
En la primera semana de 2024, la mayoría de los mercados analizados registraron descensos en las temperaturas medias. Estos descensos también favorecieron el incremento de la demanda. Las disminuciones oscilaron entre los 1,3°C en Francia y los 2,6°C en Alemania. En cambio, en los países del sur de Europa, se registraron temperaturas medias menos frías. Se observaron aumentos que variaron entre los 0,3°C en Italia y los 2,2°C en España.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la tendencia continúe y que la demanda eléctrica aumente en todos los mercados analizados en la semana del 8 de enero.
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 1 de enero, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado IPEX de Italia, con un descenso del 14%, y el mercado MIBEL de España y Portugal, con una caída del 23%. Por otra parte, el mercado EPEX SPOT de Alemania registró la mayor subida porcentual de precios, del 222%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 49% del mercado N2EX del Reino Unido y el 163% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la primera semana de enero, los promedios semanales fueron inferiores a 85 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado italiano, que alcanzó el mayor promedio, de 100,01 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 58,88 €/MWh del mercado español y los 83,13 €/MWh del mercado Nord Pool de los países nórdicos.
En cuanto a los precios horarios, los mercados alemán, belga, francés y neerlandés registraron precios horarios negativos los días 1 y 3 de enero. El día 1 de enero, el mercado británico también registró precios negativos. Sin embargo, estos precios negativos no fueron tan bajos como los alcanzados en estos mercados durante la semana anterior. Por otra parte, el viernes 5 de enero, de 16:00 a 17:00, el precio del mercado nórdico fue de 254,58 €/MWh. Este fue el precio horario más alto desde diciembre de 2022. El mercado MIBEL registró los precios diarios más bajos entre el 5 y el 7 de enero, lo que favoreció que tuviera el menor promedio semanal en comparación con el resto de los principales mercados europeos.
Durante la semana del 1 de enero, el aumento generalizado de la demanda eléctrica propició el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. La caída de la producción solar en países como Alemania o Francia y el descenso de la producción eólica alemana también contribuyeron a los incrementos de precios. Sin embargo, la importante subida de la producción eólica en Italia y en la península ibérica favoreció el descenso de los precios en estos mercados.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la segunda semana de enero los precios podrían continuar aumentando en los mercados eléctricos europeos. La recuperación de la demanda y el descenso generalizado de la producción eólica podrían contribuir a este comportamiento.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, el martes 2 de enero registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 75,89 $/bbl. El resto de la semana, los precios fueron superiores a 77,50 $/bbl. El viernes 5 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 78,76 $/bbl.
En la primera semana de enero, la inestabilidad en Oriente Próximo ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Las interrupciones de la producción en Libia también contribuyeron al incremento de los precios. Sin embargo, el anuncio de recortes de precios por parte de Arabia Saudí podría ejercer su influencia a la baja en la segunda semana de enero.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el martes 2 de enero continuaron con los descensos de las últimas sesiones de la semana anterior. Ese día alcanzaron el precio de cierre mínimo semanal, de 30,57 €/MWh. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde la primera quincena de agosto de 2023. A partir del miércoles 3 de enero, los precios empezaron a aumentar. Como consecuencia, el viernes 5 de enero los futuros de gas TTF alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 34,55 €/MWh. Este precio fue un 6,8% mayor al del viernes anterior.
En la primera semana de enero, el pronóstico de una ola de frío en Europa influenció al alza los precios de los futuros de gas TTF. Sin embargo, al inicio de la segunda semana de enero, los pronósticos de temperaturas más suaves, el suministro abundante y los niveles todavía altos de las reservas europeas podrían ejercer 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 2024, durante la primera semana de enero, los precios de cierre fueron inferiores a los de la semana anterior. El miércoles 3 de enero estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 77,35 €/t. En la siguiente sesión cayeron un 2,0% hasta los 75,82 €/t. Este fue el precio de cierre mínimo de la primera semana de enero.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Por AleaSoft Energy Forecasting
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