En la segunda semana de febrero, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron y superaron los 140 €/MWh de promedio semanal. Sin embargo, en el mercado ibérico, el aumento de la producción eólica y el descenso de la demanda eléctrica favorecieron el descenso de los precios. El mercado francés volvió a batir el récord de producción fotovoltaica para un día de febrero. El lunes 10, los futuros de gas TTF alcanzaron el valor más alto desde principios de febrero de 2023, superior a 58 €/MWh.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 10 de febrero, la producción solar fotovoltaica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. La tendencia a la baja se produjo después de dos semanas consecutivas de aumentos en la producción solar fotovoltaica semanal. Los mercados alemán y portugués experimentaron las mayores caídas en la producción con esta tecnología en comparación con la primera semana de febrero, del 38% y el 17% respectivamente. El mercado español registró el menor descenso, de un 0,4%.
El mercado francés alcanzó un récord histórico de producción de energía solar fotovoltaica para un día de febrero, a pesar de que la producción semanal disminuyó un 2,8 % en comparación con la semana anterior. El sábado 15, la generación solar fotovoltaica en Francia llegó a 79 GWh, superando el récord previo de 68 GWh, registrado el 3 de febrero.
En la semana del 17 de febrero , según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar fotovoltaica aumentará en España, Alemania e Italia, revirtiéndose la tendencia a la baja de la semana anterior.
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 semana del 10 de febrero, la producción eólica semanal disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos, continuando la tendencia a la baja de la semana anterior. El mercado francés registró la mayor caída, de un 23%, mientras que en Italia y Alemania la producción eólica cayó un 13% y un 10% respectivamente. Las excepciones fueron los mercados de la península ibérica, donde la producción eólica aumentó un 40% en Portugal y un 12% en España.
En la semana del 17 de febrero, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en Francia y España, pero disminuirá en Alemania, Italia y Portugal.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 10 de febrero, la evolución intersemanal de la demanda eléctrica mostró una tendencia heterogénea en los principales mercados eléctricos europeos, en contraste con la tendencia mayoritariamente al alza observada en la semana anterior. Gran Bretaña encabezó la lista de los mercados donde aumentó la demanda, con una subida del 5,2%. Le siguió el mercado neerlandés, donde la demanda aumentó un 2,9%. Los mercados belga y alemán registraron aumentos del 2,1% y del 1,4%, respectivamente. En estos cuatro mercados la demanda aumentó por segunda semana consecutiva. En cambio, los mercados francés, español, portugués e italiano mostraron una caída de la demanda. El mercado francés registró la mayor caída, de un 5,5%, seguido del mercado español, donde el descenso fue del 3,9%. En los mercados portugués e italiano la demanda bajó un 2,2% y un 0,7% respectivamente. En el caso de Portugal la tendencia a la baja continuó por tercera semana consecutiva.
Las variaciones en la demanda durante la segunda semana de febrero están correlacionadas con los cambios en las temperaturas medias. En los países donde la demanda aumentó, las temperaturas medias bajaron entre 0,3°C y 2,2°C. En los países con caídas de la demanda, las temperaturas medias aumentaron entre 0,9°C y 2,8°C.
Para la semana del 17 de febrero, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda disminuirá en la mayoría de los principales mercados europeos, excepto en Portugal, donde se prevé que la demanda aumente.
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 segunda semana de febrero, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. Los precios mantuvieron una tendencia ascendente en los primeros días de la semana, pero cayeron durante el fin de semana, lo que limitó el aumento de los promedios semanales. La excepción a las subidas fue el mercado MIBEL de Portugal y España, con descensos del 4,7% y el 4,8%, respectivamente. Por otra parte, el mercado EPEX SPOT de Francia registró el menor incremento, del 1,9%, mientras que el mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor subida porcentual de precios, del 72%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 3,6% del mercado IPEX de Italia y el 8,6% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En la semana del 10 de febrero, los promedios semanales fueron superiores a 140 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados nórdico, portugués y español, cuyos promedios fueron de 88,82 €/MWh, 117,50 €/MWh y 117,64 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 159,40 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 140,73 €/MWh del mercado francés y los 149,72 €/MWh del mercado belga.
Por lo que respecta a los precios diarios, en la segunda semana de febrero, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos analizados se mantuvieron por encima 115 €/MWh. Las excepciones fueron los mercados nórdico e ibérico. El mercado nórdico alcanzó un precio de 50,69 €/MWh el día 11 de febrero, que fue el precio más bajo de la semana en los mercados analizados. Por otro lado, los precios diarios superaron los 170 €/MWh en algunas sesiones de la segunda semana de febrero en los mercados alemán, italiano y neerlandés. El mercado alemán registró el precio más elevado de la semana, de 179,14 €/MWh, el viernes 14 de febrero. Ese día, el mercado nórdico alcanzó un precio de 142,00 €/MWh, el más alto desde diciembre de 2022 en ese mercado.
En la semana del 10 de febrero, la caída de la producción solar y eólica, así como el incremento de la demanda en algunos mercados como el mercado N2EX del Reino Unido, el mercado alemán, el belga o el neerlandés, propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, aunque los precios del gas fueron menores en la segunda mitad de la semana, el precio promedio semanal fue ligeramente superior al de la semana anterior. En cambio, el descenso de la demanda y el incremento de la producción eólica en la península ibérica propiciaron el descenso de los precios en el mercado MIBEL.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de febrero, los precios bajarán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción solar y el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados. El aumento de la producción eólica en Francia y España también contribuirá a estos descensos.
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 alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 77,00 $/bbl, el martes 11 de febrero. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde finales de enero. Sin embargo, en las siguientes sesiones de la segunda semana del mes, los precios de cierre descendieron. El viernes 14 de febrero estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 74,74 $/bbl, que fue un 0,1% mayor al del viernes anterior.
La preocupación por las consecuencias sobre la demanda mundial de petróleo de las políticas de aranceles de Estados Unidos continuó en la segunda semana de febrero. Además, las reservas de petróleo de ese país aumentaron. Estos factores ejercieron su influencia a la baja sobre los pecios de los futuros de petróleo Brent. Estos precios también se vieron afectados por el anuncio de posibles negociaciones de paz para Ucrania, que podrían tener como resultado un incremento de suministro de petróleo ruso.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, comenzaron la semana continuando la tendencia ascendente de la semana anterior. El lunes 10 de febrero estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 58,04 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 7 de febrero de 2023. En el resto de las sesiones de la segunda semana de febrero, los precios descendieron. Como consecuencia, el viernes 14 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 50,68 €/MWh. Este precio fue un 9,0% menor al del viernes anterior.
En la segunda semana de febrero, las temperaturas más elevadas y el incremento en el suministro de gas natural licuado contribuyeron a frenar el ritmo de descenso de las reservas europeas. La propuesta de Alemania, Francia e Italia para flexibilizar los requisitos sobre las reservas de gas para el próximo invierno también ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF. Además, la posible finalización de la guerra en Ucrania favorecería el aumento del suministro de gas desde Rusia, por lo que el anuncio de las conversaciones entre los presidentes ruso y estadounidense también propició el descenso de los precios.
En el caso de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2025, el lunes 10 de febrero alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 82,94 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto de la primera mitad de febrero. Posteriormente, los precios descendieron hasta el jueves, 13 de febrero. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 78,05 €/t. En la última sesión de la semana, hubo una ligera recuperación. Como resultado, el viernes 14 de febrero, el precio de cierre fue de 79,75 €/t, todavía un 3,1% menor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Por AleaSoft Energy Forecasting
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