La fotovoltaica sigue marcando récords en Europa, pero los precios en los mercados eléctricos europeos suben

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En la semana del 20 de mayo, los precios de los principales mercados eléctricos europeos subieron, siguiendo los aumentos de los precios del gas y el CO2. Los futuros de gas TTF y CO2 alcanzaron el valor más alto desde la primera quincena de diciembre de 2023 y enero de 2024, respectivamente. Aun así, se registraron precios horarios negativos en la mayoría de los mercados, fundamentalmente durante el fin de semana. La energía solar fotovoltaica volvió a establecer récords históricos de producción en España, Portugal e Italia. La producción eólica bajó en la mayoría de los mercados.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica

En la semana del 20 de mayo, la producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, del 27%, seguido por los aumentos del 18% en el mercado francés y del 13% en el mercado español. El mercado italiano fue el de menor subida, del 7,6% en este caso. La excepción fue el mercado alemán, donde la producción solar disminuyó un 7,5%, invirtiendo la tendencia alcista de las últimas cuatro semanas.

En los mercados de España, Portugal e Italia, la solar fotovoltaica estableció récords históricos de producción. El viernes 24 de mayo, los mercados de España y Portugal registraron la producción diaria más alta de su historia, de 196 GWh y 21 GWh, respectivamente. El mercado italiano registró el récord de producción el domingo 26 de mayo, con una generación de 142 GWh utilizando esta tecnología.

En la última semana de mayo, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un incremento en Alemania y España. En cambio, en Italia la producción solar descenderá.

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

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

 

En la cuarta semana de mayo, la producción eólica descendió en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior, revirtiéndose la tendencia al alza de la semana anterior. Las bajadas fueron de un 49% en el mercado alemán, un 41% en el mercado portugués y un 30% en el mercado español. Las excepciones fueron el mercado italiano y el francés, que registraron incrementos en la generación con energía eólica del 62% y el 10%, respectivamente. Ambos mercados cambiaron la tendencia bajista que habían presentado en las últimas dos semanas en el caso de Italia, y en las últimas cuatro semanas en el caso de Francia.

En la semana del 27 de mayo, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en España, Francia y Portugal. En Italia y Alemania se espera que disminuya.

 

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

 

Demanda eléctrica

En la semana del 20 de mayo, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Las bajadas estuvieron favorecidas por una menor laboralidad debido al festivo del 20 de mayo, lunes de Pentecostés, que se celebró en Alemania, Bélgica, Francia y en algunas regiones de España. El mercado alemán fue el de mayor descenso, de un 6,5%, seguido por la bajada del 4,6% en el mercado belga y del 3,3% en el mercado portugués. Los mercados de Francia y España fueron los de menor descenso, de un 0,8% y un 0,7%, respectivamente. Sin embargo, en los Países Bajos, Italia y Gran Bretaña la demanda aumentó. En los mercados neerlandés y británico la demanda subió por segunda semana consecutiva, en este caso en un 3,7% y un 0,4%, respectivamente. En Italia el incremento fue del 1,5%, registrando subidas por tercera semana consecutiva.

Durante la semana del 20 de mayo, las temperaturas medias tuvieron un comportamiento heterogéneo. En la península ibérica, Italia y Francia las temperaturas medias aumentaron entre 0,1°C y 1,1°C. Por otro lado, en Alemania, Bélgica, Gran Bretaña y los Países Bajos las temperaturas medias bajaron entre 0,6°C y 1,8°C.

Para la última semana de mayo, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados de Bélgica, Alemania, España, Francia e Italia, mientras que, en los mercados de Gran Bretaña, Portugal y los Países Bajos se prevé que la demanda disminuya.

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

 

Mercados eléctricos europeos

En la cuarta semana de mayo, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron entre el lunes 20 y el viernes 24 de mayo. Aunque durante el fin de semana los precios bajaron, los promedios semanales de todos los mercados analizados subieron respecto a la semana anterior. El mercado Nord Pool de los países nórdicos alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 87%. En cambio, el mercado IPEX de Italia y el mercado N2EX del Reino Unido registraron los menores incrementos porcentuales, del 0,1% y el 9,7%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 30% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 71% del mercado MIBEL de Portugal.

En la cuarta semana de mayo, los promedios semanales superaron los 45 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron los mercados nórdico y francés, con promedios de 24,59 €/MWh y 36,50 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano registró el mayor promedio semanal, de 96,18 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 46,40 €/MWh del mercado español y los 89,78 €/MWh del mercado británico.

Por lo que respecta a los precios horarios, la mayoría de los mercados europeos analizados registraron precios negativos el domingo 26 de mayo. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, sin precios negativos en la cuarta semana de mayo. Los mercados alemán, belga y neerlandés también alcanzaron precios negativos el 20 de mayo y los dos últimos mercados, el 22 de mayo. En el caso del mercado nórdico, hubo precios negativos el 25 y el 26 de mayo.

El domingo 26 de mayo, de 14:00 a 15:00, los mercados alemán, belga, francés y neerlandés alcanzaron precios inferiores a ‑23 €/MWh. El mercado neerlandés registró el precio horario más bajo de la cuarta semana de mayo, de ‑23,89 €/MWh.

Por otra parte, el lunes 27 de mayo, de 20:00 a 21:00, el mercado alemán alcanzó un precio de 221,46 €/MWh, el más alto desde principios de diciembre de 2023 en este mercado.

Durante la semana del 20 de mayo, la subida del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 ejerció su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, en mercados como Alemania, España o Portugal, la producción eólica disminuyó en la cuarta semana de mayo. En el caso de los mercados británico, italiano y neerlandés, la demanda eléctrica aumentó, contribuyendo a que los precios semanales fueran más altos que la semana anterior.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en algunos mercados eléctricos europeos, como el francés, el español o el portugués, los precios podrían bajar en la última semana de mayo, influenciados por el aumento de la producción eólica en estos mercados. En cambio, en otros mercados como el alemán o el italiano, donde la producción eólica podría bajar, los precios podrían continuar aumentando.

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 registraron su precio de cierre máximo semanal, de 83,71 $/bbl, el lunes 20 de mayo. Sin embargo, los precios descendieron durante las cuatro primeras sesiones de la cuarta semana de mayo. Como consecuencia, el jueves, 23 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 81,36 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 2,3% menor al del jueves anterior y el más bajo desde la primera quincena de febrero. El viernes, 24 de mayo, hubo una ligera recuperación y el precio de cierre fue de 82,12 $/bbl.

En la cuarta semana de mayo, las expectativas de que las tasas de interés continúen elevadas en Estados Unidos durante más tiempo debido a la inflación ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Además, las reservas de petróleo de este país aumentaron.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, en la cuarta semana de mayo continuaron con los incrementos de precios iniciados en las últimas sesiones de la semana anterior. El lunes, 20 de mayo, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 31,77 €/MWh, el cual ya fue un 7,4% mayor al del lunes anterior. Las subidas de precios continuaron hasta el jueves, 23 de mayo. Ese día, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 35,83 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 18% mayor al del jueves anterior y el más alto desde la primera quincena de diciembre de 2023. El viernes, 24 de mayo, tras un descenso del 4,8%, el precio de cierre fue de 34,11 €/MWh. Este valor todavía fue un 11% mayor al del viernes anterior.

En la cuarta semana de mayo, los pronósticos de una mayor demanda para climatización, combinados con un menor suministro, propiciaron el incremento de los precios. Los pronósticos de altas temperaturas para el próximo verano y la elevada demanda de gas natural licuado del mercado asiático podrían continuar ejerciendo su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Sin embargo, los niveles de las reservas europeas continúan elevados. Por otra parte, la noticia de que el suministro de gas ruso a Austria podría finalizar este verano debido a problemas legales para realizar los pagos también contribuyó al incremento de los precios en la cuarta semana de mayo.

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, el lunes 20 de mayo alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 74,22 €/t. Sin embargo, este precio ya fue un 5,0% mayor al de la última sesión de la semana anterior y un 6,3% mayor al del lunes anterior. El martes, 21 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 76,25 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 8,6% mayor al del martes anterior y el más alto desde la primera quincena de enero. Posteriormente, los precios iniciaron una ligera tendencia descendente, aunque se mantuvieron por encima de 75 €/t durante el resto de la cuarta semana de mayo. El viernes, 24 de mayo, el precio de cierre fue de 75,62 €/t, todavía un 7,0% mayor al del viernes anterior.

 

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

 

Por AleaSoft Energy Forecasting

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