En la semana del 16 de septiembre, la producción solar fotovoltaica y termosolar disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Los mercados portugués y español mostraron las mayores caídas, del 25% y 24%, respectivamente. Caídas tan importantes no se habían observado en la península ibérica desde finales de marzo y principios de abril de 2024. Por otro lado, en el mercado francés la producción solar cayó un 12%, invirtiendo la tendencia al alza de la semana anterior. En contraste, en Alemania la producción solar aumentó un 36% después de dos semanas de descensos.
Para la semana del 23 de septiembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento de la producción solar en España, mientras que en Alemania e Italia se prevé una disminución.
En cuanto a la producción eólica, en la tercera semana de septiembre también disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos, invirtiendo la tendencia alcista de la semana anterior. Italia registró la mayor caída, del 78%, seguido por Portugal, Alemania y España con descensos del 27%, 18% y 15%, respectivamente. Francia fue la excepción con un incremento del 5,4%.
A pesar de estos descensos semanales, el martes 17 de septiembre la producción eólica diaria alcanzó niveles no vistos en varios meses. En esa jornada, el mercado español generó 257 GWh, la mayor producción diaria desde el 1 de junio. Francia y Portugal también registraron máximos no observados desde abril y mayo con 232 GWh y 63 GWh, respectivamente.
Para la semana del 23 de septiembre, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción eólica aumentará en Alemania, Italia y la península ibérica, mientras que en Francia se espera un descenso.
En relación con la demanda eléctrica, en la semana del 16 de septiembre no se observó una tendencia homogénea. Gran Bretaña lideró los aumentos con un 3% de incremento, seguido por Portugal con un 2,1%. En los mercados belga y francés, los aumentos fueron del 0,8% y 0,1%, respectivamente. En España, la demanda se mantuvo estable, mientras que en Italia, Alemania y los Países Bajos la demanda disminuyó. Italia vio un descenso del 4,6%, mientras que Alemania y los Países Bajos experimentaron caídas del 2,3% y 2,1%, respectivamente.
Simultáneamente, las temperaturas medias aumentaron en varios mercados. El incremento más notable fue de 4,0°C en los Países Bajos, mientras que en Italia, España y Portugal, las temperaturas medias bajaron.
En la cuarta semana de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en los mercados alemán, francés, belga, holandés y británico, mientras que en la península ibérica e Italia, la demanda disminuirá.
Durante la tercera semana de septiembre, los precios promedio de la mayoría de los mercados eléctricos europeos aumentaron. Las excepciones fueron los mercados EPEX SPOT de Francia, Países Bajos y Bélgica con bajadas del 17%, 2,9% y 0,7%, respectivamente. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró el mayor incremento de precios con un 91%. En los demás mercados, los aumentos oscilaron entre el 0,5% en Alemania y el 18% en España y el Reino Unido.
Los promedios semanales fueron inferiores a 81 €/MWh en la mayoría de los mercados europeos, excepto en el Reino Unido e Italia, con promedios de 95,81 €/MWh y 111,60 €/MWh, respectivamente. Los países nórdicos registraron el menor promedio semanal con 25,84 €/MWh.
El precio más bajo de la semana fue de -3,95 €/MWh, registrado el 21 de septiembre en Alemania, Francia, Países Bajos y Bélgica. En cambio, Italia registró el precio horario más alto de 180,32 €/MWh el 16 de septiembre.
El descenso de la producción eólica y solar en la mayoría de los mercados europeos contribuyó al aumento de los precios eléctricos, a pesar de la caída en los precios del gas y el CO2. El aumento de la demanda eléctrica en algunos mercados también influyó en esta tendencia.
Las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting sugieren que en la cuarta semana de septiembre, los precios disminuirán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos gracias a la recuperación de la producción eólica en varios mercados y de la solar en España.
En el mercado de combustibles y CO2, los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE superaron los 72 $/bbl en la mayoría de las sesiones de la tercera semana de septiembre. La preocupación por el suministro, las reservas de crudo estadounidenses y el impacto del huracán Francine ejercieron influencia al alza sobre los precios. La disminución de la demanda en China evitó mayores subidas. La inestabilidad en Oriente Próximo podría continuar impulsando los precios.
Los futuros de gas TTF se mantuvieron por debajo de 36 €/MWh debido a los altos niveles de reservas europeas, pese a los trabajos de mantenimiento en Noruega y el gasoducto Medgaz. Las noticias sobre un posible pacto para el suministro de gas a través de Ucrania también influyeron en la caída de precios.
Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de diciembre de 2024 alcanzaron un precio máximo de 64,34 €/t el 17 de septiembre. Sin embargo, los días siguientes, los precios descendieron, finalizando la semana con un cierre de 63,39 €/t, un 2,5% menor que la semana anterior.
El 19 de septiembre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen realizaron su 47º webinar mensual. En este evento se analizaron las perspectivas de los mercados de energía europeos, almacenamiento de energía, autoconsumo y financiación de proyectos renovables. Participaron Xavier Cugat de Pylontech y Francisco Valverde, profesional independiente en energías renovables. El próximo webinar, el número 48 de la serie, se celebrará el 17 de octubre con la participación de ponentes de Deloitte. Se discutirá la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2024-2025, financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en auditorías y valoración de carteras.
