En la tercera semana de febrero, los precios de los mercados eléctricos europeos continuaron estables, la mayoría con promedios menores que 70 €/MWh. El mercado MIBEL registró los promedios más bajos por segunda semana consecutiva. La fotovoltaica registró la producción diaria más alta de la historia para un mes de febrero en España, Portugal e Italia. Los futuros de gas y CO2 continuaron bajando y registraron precios de cierre que no se alcanzaban desde junio de 2023 y octubre de 2021, respectivamente

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica

En la semana del 12 de febrero, la producción solar aumentó en todos los principales mercados eléctricos europeos, revirtiendo la tendencia a la baja de la semana anterior, en línea con las previsiones realizadas por AleaSoft Energy Forecasting al inicio de esa semana. Los aumentos oscilaron entre el 38% en Francia y el 83% en Italia.

Con días más largos y más horas de luz, la producción fotovoltaica en el sur de Europa y Francia ha vuelto a niveles vistos por última vez en la primera quincena de octubre. El 17 de febrero, por ejemplo, el mercado español generó 118 GWh, el valor más alto desde el 11 de octubre. Esta producción es, además, la más alta registrada en un mes de febrero de toda la historia en España. Portugal generó 13 GWh el 18 de febrero, que también es el valor más alto desde principios de octubre y el más elevado de un mes de febrero en este mercado. En Italia se alcanzó la producción solar fotovoltaica más alta de un mes de febrero de su historia el día 14 de febrero, con 77 GWh, que es asimismo un nivel de producción que no se registraba desde octubre de 2023. En Francia, el 13 de febrero se produjeron 56 GWh con energía solar que es el valor más elevado desde mediados de octubre.

Para la semana del 19 de febrero, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia alcista continuará en los mercados español y alemán, pero se revertirá en el mercado italiano.

A diferencia de la producción solar, la producción eólica disminuyó en la semana del 12 de febrero en todos los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán cayó por tercera semana consecutiva, con un descenso del 32%. En el resto de los mercados, las caídas oscilaron entre el 53% en Italia y el 26% en España, después de los aumentos de la semana anterior.

Para la semana del 19 de febrero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la tendencia decreciente se revertirá y la producción eólica aumentará en Alemania, Francia, Italia y la península ibérica.

Demanda eléctrica

En la semana del 12 de febrero, la demanda eléctrica cayó en todos los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. La tendencia a la baja de semanas anteriores ha continuado en el mercado francés, donde la demanda cayó por quinta semana consecutiva, esta vez un 3,9%. Los mercados alemán e italiano registraron caídas por cuarta semana consecutiva, con descensos del 4,1% y el 2,0% en cada caso. Para el resto de los mercados, los descensos oscilaron entre el 9,4% en Portugal, donde el día 13 de febrero se celebró el Martes de Carnaval, y el 1,6% en Bélgica.

La caída de la demanda estuvo relacionada con el aumento de las temperaturas medias. Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron de 0,8°C a 2,1°C en la mayoría de los mercados europeos. Sólo en Italia las temperaturas medias bajaron, 1,0°C.

Para la semana del 19 de febrero, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia a la baja se invertirá y la demanda aumentará en Alemania, Francia, España, Bélgica, Portugal, Gran Bretaña y los Países Bajos. Sin embargo, en Italia se espera que la demanda vuelva a bajar.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 12 de febrero, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos continuaron estables, volviendo a invertir su tendencia respecto a la semana anterior. Sin embargo, el mercado EPEX SPOT de Alemania mantuvo su tendencia ascendente, con un aumento del 4,0%. Tampoco cambiaron su tendencia descendente el mercado EPEX SPOT de Bélgica y el mercado IPEX de Italia, que registraron descensos del 0,2% y el 2,1%, respectivamente. Entre los mercados cuyo comportamiento cambió respecto a la semana anterior, el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado francés alcanzaron subidas del 9,2% y el 11%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios descendieron entre el 1,0% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 18% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En la tercera semana de febrero, los promedios semanales continuaron por debajo de 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado IPEX de Italia, con un promedio de 88,75 €/MWh, y el mercado N2EX del Reino Unido, con un precio de 72,67 €/MWh. En cambio, los mercados portugués y español registraron los menores precios semanales por segunda semana consecutiva, de 52,51 €/MWh y 52,76 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 56,23 €/MWh del mercado nórdico y los 67,75 €/MWh del mercado neerlandés.

Durante la semana del 12 de febrero, la caída del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2, el descenso de la demanda y el aumento de la producción solar propiciaron el descenso de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Sin embargo, la caída de la producción eólica contribuyó al incremento de los precios en los mercados alemán, francés e ibérico.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de febrero los precios de los mercados eléctricos europeos podrían bajar. El aumento de la producción eólica propiciará este comportamiento. El aumento de la producción solar también contribuirá al descenso de los precios en mercados como el alemán y el español.

Brent, combustibles y CO2

En la tercera semana de febrero, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE fueron superiores a 80 $/bbl. Estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 81,60 $/bbl, el miércoles 14 de febrero. En las últimas sesiones de la semana los precios aumentaron. Como resultado, el viernes 16 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 83,47 $/bbl. Este precio fue un 1,6% mayor al del viernes anterior y el más alto desde finales de enero.

La inestabilidad en Oriente Próximo continuó ejerciendo su influencia al alza sobre la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent en la tercera semana de febrero. Por otra parte, mientras la OPEP+ mantuvo sus previsiones de crecimiento de la demanda para 2024, la Agencia Internacional de la Energía corrigió a la baja las suyas. Pese a este descenso en la previsión, los precios de los futuros de petróleo Brent se mantuvieron por encima de 80 $/bbl.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, en la tercera semana de febrero continuaron la tendencia descendente de la semana previa. Como consecuencia, el viernes, 16 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 24,82 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio de cierre fue un 8,5% menor al del viernes anterior y el más bajo desde principios de junio de 2023.

El suministro abundante y los elevados niveles de las reservas europeas contrarrestaron el efecto de las interrupciones de suministro de gas desde Noruega en la tercera semana de febrero. Los pronósticos de temperaturas superiores a las normales para la época y de incrementos en la producción eólica también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF durante esa semana.

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 2024, durante la tercera semana de febrero, se mantuvieron por debajo de 60 €/t. Estos futuros continuaron la tendencia descendente de la semana anterior hasta alcanzar su precio de cierre mínimo semanal, de 56,43 €/t, el martes 13 de febrero. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio de cierre fue un 11% menor al del martes anterior y el más bajo desde octubre de 2021. El miércoles y el jueves los precios se recuperaron ligeramente, pero el viernes 16 de febrero volvieron a descender. Ese día el precio de cierre fue de 57,17 €/t, un 2,7% menor al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, el almacenamiento energético y la financiación de proyectos renovables

El jueves, 15 de febrero, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebraron su segundo webinar de 2024, año del XXV aniversario de la fundación de AleaSoft Energy Forecasting. En esta ocasión, se contó con la participación de JLL por tercera vez en la serie de webinars mensuales. El webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el contexto y las tendencias del mercado de almacenamiento de energía en España, el revenue stack y los aspectos técnicos de los sistemas de almacenamiento de energía de baterías, así como las consideraciones financieras.

El próximo webinar de la serie tendrá lugar el día 14 de marzo. En este webinar, participarán ponentes invitados de EY por cuarto año consecutivo. El contenido del webinar incluirá las perspectivas de los mercados de energía europeos, la regulación, la financiación de los proyectos de energías renovables, los PPA, el autoconsumo, la valoración de carteras, la subasta de hidrógeno verde y el Innovation fund.