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En la tercera semana de mayo, los mercados eléctricos europeos mostraron una evolución desigual, aunque en la mayoría de ellos los precios semanales fueron menores que la semana anterior. A pesar del alza de gas y CO2, las renovables y una menor demanda permitieron contener y bajar los precios en algunos casos. El mercado portugués volvió a batir su récord histórico de producción fotovoltaica diaria y los mercados alemán e italiano alcanzaron la producción más alta con esta tecnología para un día de mayo
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 12 de mayo, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos. Francia e Italia registraron los mayores incrementos, del 19% y 18%, respectivamente. La península ibérica encadenó su segunda semana consecutiva de aumentos, con un 9,2% en España y un 13% en Portugal. Alemania registró el menor crecimiento, del 7,1%, y mantuvo la tendencia al alza por cuarta semana consecutiva.
Durante la semana, los mercados de Alemania, Francia, Portugal e Italia registraron récords de producción solar fotovoltaica. El martes, 13 de mayo, Alemania alcanzó su valor más alto de producción con esta tecnología para un día de mayo, con 424 GWh, que también representa el segundo valor más alto de su historia. Francia registró su segundo y tercer valor máximo de producción para un día de mayo, con 121 GWh los días 14 y 16. El mercado portugués volvió a batir su récord histórico de producción solar, con 26 GWh, el jueves 15 de mayo. Italia alcanzó su mayor producción para un día de mayo, con 147 GWh, el domingo 18.
Para la semana del 19 de mayo, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología aumentará en España, pero disminuirá en Italia y Alemania.
Durante la tercera semana de mayo, la producción eólica aumentó en los mercados de Alemania, Portugal e Italia en comparación con la semana anterior. Alemania registró el mayor incremento, del 43%, y mantuvo la tendencia al alza por tercera semana consecutiva. Italia presentó el menor aumento, del 3,3%, mientras que Portugal alcanzó una subida del 12%. Por otro lado, España y Francia registraron descensos en la producción con esta tecnología del 29% y 45%, respectivamente.
Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en los principales mercados europeos analizados en la semana del 19 de mayo.
Demanda eléctrica
Durante la semana del 12 de mayo, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Gran Bretaña registró la mayor caída, del 3,7%, mientras que Alemania e Italia redujeron su demanda un 1,3% y un 1,2%, respectivamente. España experimentó el menor descenso, del 0,8%. Por otro lado, Portugal, Francia y Bélgica aumentaron su demanda por segunda semana consecutiva. En esta ocasión, el mercado portugués lideró los incrementos, con un 2,2%, seguido por Francia, con un 1,1%, y Bélgica, con un 0,5%.
Las temperaturas medias aumentaron en todos los mercados analizados con respecto a la semana anterior. Gran Bretaña y Bélgica registraron los mayores incrementos, de 2,7°C y 2,6°C, respectivamente. Italia experimentó la menor subida, de 0,2°C. España, Portugal, Alemania y Francia registraron subidas de temperatura que oscilaron entre los 1,6°C de España y los 1,8°C de Francia.
El aumento de las temperaturas medias favoreció los descensos de la demanda durante la semana. En España también influyó el festivo del 15 de mayo, Día de San Isidro, que se celebra en Madrid. En cambio, en el mercado francés, la recuperación de la actividad laboral, tras el festivo del 8 de mayo, Día de la Victoria en Europa, favoreció el incremento de la demanda.
En la semana del 19 de mayo, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados de España, Italia y Gran Bretaña. En Portugal, la demanda se mantendrá similar a la de la semana anterior, mientras que disminuirá en Alemania, Francia y Bélgica.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de mayo, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos tuvieron un comportamiento heterogéneo respecto a la semana anterior. El mercado MIBEL de España y el mercado EPEX SPOT de Francia alcanzaron las mayores subidas porcentuales de precios, del 47% y el 140%, respectivamente. Los precios también aumentaron en el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado EPEX SPOT de Bélgica, pero los incrementos fueron menores, del 1,7% y el 5,2%, en cada caso. En cambio, en el resto de los principales mercados eléctricos europeos los precios bajaron. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor caída, del 66%. En los demás mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 1,5% del mercado IPEX de Italia y el 25% del mercado MIBEL de Portugal.
En la semana del 12 de mayo, los promedios semanales superaron los 60 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados español, nórdico, francés y portugués, cuyos promedios fueron de 18,19 €/MWh, 21,65 €/MWh, 23,10 €/MWh y 25,57 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados británico e italiano alcanzaron los mayores promedios semanales, de 92,22 €/MWh y 95,80 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 64,46 €/MWh del mercado belga y los 68,61 €/MWh del mercado alemán.
El Gobierno portugués aumentó la capacidad de importación de electricidad con España entre el 12 y 19 de mayo, aunque limitada a 1000 MW entre las 09:00 y las 19:00 CET y a 2200 MW en el resto de las horas. Esto favoreció que el acoplamiento entre los mercados español y portugués fuera del 57%, superior al 23% de la semana anterior, aunque muy por debajo de los valores superiores al 95% anteriores al apagón que afectó a la península ibérica el 28 de abril.
Por lo que respecta a los precios diarios, los mercados español y nórdico registraron precios inferiores a 10 €/MWh en algunas sesiones de la tercera semana de mayo. El mercado nórdico alcanzó el menor promedio diario de los mercados analizados, de 4,60 €/MWh, el día 14 de mayo. Este fue su precio diario más bajo desde el 23 de marzo.
En cuanto a los precios horarios, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios horarios negativos en la segunda semana de mayo. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano. Sin embargo, el mercado italiano registró tres horas con precio cero el domingo 18 de mayo por la tarde. Esto es la segunda vez que ocurre este año. Anteriormente, no se habían registrado estos valores en el mercado italiano desde abril de 2020.
En la semana del 12 de mayo, pese al incremento del precio semanal del gas y de los derechos de emisión de CO2, el aumento de la producción eólica propició el descenso de los precios en mercados como el alemán, el portugués y el italiano. En cambio, en España y en Francia la producción eólica cayó, registrándose las mayores subidas porcentuales de precios. En el caso del mercado francés, además, aumentó la demanda.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de mayo, los precios aumentarán en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Sin embargo, los precios bajarán en el mercado MIBEL, influenciados por el incremento de la producción eólica en la península ibérica y el aumento de la producción solar en el mercado español.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE superaron los 65 $/bbl en la mayoría de las sesiones de la tercera semana de mayo. El martes 13 de mayo estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 66,63 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 26 de abril. Posteriormente, los precios bajaron. Como consecuencia, el jueves 15 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 64,53 $/bbl. El viernes 16 de mayo se produjo una recuperación del 1,4% respecto al día anterior. Ese viernes, el precio de cierre fue de 65,41 $/bbl, un 2,3% mayor al del viernes anterior.
Las mejores perspectivas sobre las relaciones comerciales entre China y Estados Unidos contribuyeron a que los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent superasen los 65 $/bbl en diversas ocasiones durante la tercera semana de mayo. Sin embargo, la posibilidad de un acuerdo nuclear entre Estados Unidos e Irán que supusiera el levantamiento de sanciones a las exportaciones iraníes de petróleo, así como los incrementos de producción planificados por la OPEP+, ejercieron su influencia a la baja sobre los precios, limitando las subidas.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la tercera semana de marzo, se mantuvieron por encima de los 35 €/MWh. El martes 13 de mayo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 35,74 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 9 de abril. Sin embargo, tras una caída del 1,9% respecto al día anterior, el 14 de mayo, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 35,05 €/MWh. Pese a ser ligeramente superiores, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 35,50 €/MWh en las dos últimas sesiones de la semana. El viernes 16 de mayo el precio de cierre fue de 35,16 €/MWh, un 1,6% mayor al del viernes anterior.
La falta de avances en las negociaciones de paz entre Rusia y Ucrania ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Además, los pronósticos de temperaturas más bajas de lo habitual para la época del año en el noroeste de Europa a partir del 22 de mayo contribuyeron al incremento de los precios. Por otra parte, los niveles de las reservas europeas continúan bajos respecto al año anterior.
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, permanecieron por encima de 70 €/t durante la tercera semana de mayo. Los días 12 y 15 de mayo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 73,41 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 20 de marzo. Sin embargo, el viernes 16 de mayo, los precios cayeron un 3,3% respecto al día anterior. Ese día, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,99 €/t. Pese al descenso, este precio todavía fue un 0,9% mayor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y las baterías
Este jueves, 22 de mayo, tendrá lugar el webinar número 55 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting. Javier Adiego Orera, CEO y cofundador de 7C Energy, será el ponente invitado de este webinar que se centrará en las baterías. El webinar analizará la importancia de las previsiones de demanda y banda secundaria, los beneficios según el grado de utilización de las baterías y su optimización financiera, así como temas regulatorios del almacenamiento de energía, incluyendo las ayudas y los pagos por capacidad. Además, se realizará el habitual análisis de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos.
En la mesa de análisis participarán Kiko Maza, Managing Director en WeMake Consultores, y Luis Atienza Serna, exministro del Gobierno español y expresidente de Red Eléctrica. La mesa de análisis también abordará las hibridaciones con eólica y los servicios auxiliares, así como las redes de transporte y distribución.
