En la primera mitad de 2024, los precios bajaron con respecto al semestre anterior en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. De forma interanual el descenso fue generalizado. El mercado español registró el menor precio en este período. En casi todos los mercados el precio promedio de los primeros seis meses de 2024 fue el más bajo desde la primera o segunda mitad de 2021. La producción fotovoltaica semestral fue la más alta de la historia en todos los mercados, un hito que también alcanzó la eólica en algunos casos. La demanda eléctrica aumentó de forma interanual en la mayoría de los mercados, mientras que los precios del gas y del CO2 bajaron.
Producción eólica
La producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en el primer semestre de 2024, si se compara con el primer semestre de 2023. La excepción fue el mercado español, donde la generación con esta tecnología fue un 0,3% inferior durante este período. En el resto de los mercados, la mayor variación se registró en el mercado portugués, con un incremento del 16%, seguido por el aumento del 11% en el mercado italiano. En Francia y Alemania los aumentos fueros del 7,3% y 7,1%, respectivamente.
En comparación con el último semestre de 2023, la producción eólica de los primeros seis meses de 2024 también subió en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, salvo en el mercado francés, donde descendió un 1,8%. El mayor aumento, del 7,0%, se registró en Portugal, seguido por los incrementos del 6,5% y 4,8% de los mercados de España e Italia, respectivamente. Por otro lado, el mercado alemán fue el de menor incremento, del 0,1%.
La producción eólica del primer semestre de 2024 fue la más alta de todos los semestres de la historia en los mercados de Alemania, Italia y Portugal, con generaciones de 73 788 GWh, 12 616 GWh y 7286 GWh, respectivamente. En el caso de los mercados español y francés, fue la segunda más alta en cada caso, con valores de 31 574 GWh en España y 24 550 GWh en Francia.
Asimismo, según datos de Red Eléctrica, hasta junio de 2024 la potencia eólica en España peninsular aumentó 379 MW con respecto a la capacidad instalada a finales de 2023. En el caso de Portugal el incremento fue de 6 MW en este mismo período.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica
En el primer semestre de 2024, la producción solar aumentó con respecto al mismo período del año anterior en todos los principales mercados europeos. El mayor incremento se registró en el mercado portugués, el cual fue de un 24%, seguido por el mercado italiano, con un 15%. En España, donde se incluye la solar fotovoltaica y la solar termoeléctrica, y en Alemania, el incremento fue del 13% para ambos mercados, mientras que, el mercado francés fue el de menor variación, con una subida del 5,3%.
Al comparar con el segundo semestre de 2023, la producción solar del primer semestre de 2024 también aumentó en todos los mercados analizados. Los mayores incrementos se registraron en Alemania, con un 24% y Portugal, con un 22%. En Italia y España se tuvieron subidas del 13% y 10%, respectivamente. De igual manera, el mercado francés fue el de menor incremento, de un 2,4% en este caso.
Además, en todos los mercados analizados la producción solar fotovoltaica semestral fue la más alta de la historia. En Alemania se generaron 32 713 GWh con esta tecnología, mientras que en España esta cantidad ascendió a 21 067 GWh, en Italia fue de 13 909 GWh, en Francia de 11 340 GWh y en Portugal de 2198 GWh.
Por otra parte, según datos de Red Eléctrica, en junio de 2024 la potencia solar fotovoltaica en España peninsular se situó 1140 MW por encima de la capacidad instalada a finales de 2023. En el mismo período, el incremento de la potencia solar fotovoltaica en Portugal respecto a la capacidad instalada a finales de diciembre 2023 fue de 502 MW.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
Durante el primer semestre de 2024, la demanda eléctrica registró incrementos interanuales en la mayoría de los principales mercados europeos. La mayor subida, del 2,1%, fue la del mercado belga, seguida por la del mercado portugués, del 1,9% y la del mercado neerlandés, del 1,2%. Los mercados de Italia y España registraron el mismo incremento, del 0,7%, mientras que, el mercado británico fue el de menor aumento, del 0,2%. En cambio, los mercados de Francia y Alemania registraron descensos del 0,4% y 1,7%, respectivamente.
En comparación con el semestre anterior, los mercados de Alemania, Gran Bretaña, Bélgica y Francia registraron subidas de la demanda eléctrica de entre el 0,2% del mercado alemán y el 7,0% del mercado francés. En cambio, en los mercados de Portugal, España, Italia y los Países Bajos, se registraron descensos que oscilaron entre el 0,2% y el 7,9%.
Las temperaturas medias subieron de forma interanual en el primer semestre del año en la mayoría de los mercados analizados. Los incrementos estuvieron entre el 0,1 °C de Gran Bretaña y España y el 1,3 °C de Alemania. En cambio, en Portugal y Francia las temperaturas fueron 0,1 °C más bajas que las del primer semestre de 2023.
En comparación con el segundo semestre de 2023, las temperaturas medias bajaron en todos los mercados, con descensos que fueron desde los 3,0 °C en Alemania a los 4,9 °C en Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En el primer semestre de 2024, el precio promedio semestral se mantuvo por debajo de los 70 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unidoy el mercado IPEX de Italia, con promedios de 76,22 €/MWh y 93,46 €/MWh, respectivamente. Por otra parte, el mercado MIBEL de España registró el precio semestral más bajo, de 39,13 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 39,25 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal y los 69,97 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
En comparación con el semestre anterior, en el primer semestre de 2024 los precios promedio bajaron en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un incremento del 9,7%. Por otra parte, los mercados francés, español y portugués registraron las mayores caídas, del 44%, el 54% y el 55%, respectivamente. El resto de los mercados analizados registraron descensos de precios de entre el 18% del mercado británico y el 28% del mercado belga.
Si se comparan los precios promedio del primer semestre de 2024 con los registrados en el mismo semestre de 2023, los precios descendieron en todos los mercados analizados. Los mercados ibérico y francés alcanzaron las mayores caídas, del 56% y el 58%, respectivamente. En cambio, el mercado italiano registró el menor descenso, del 31%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 33% del mercado alemán y el 45% del mercado belga.
Estos descensos de precios tuvieron como resultado que el precio del primer semestre de 2024 fuera el más bajo desde el primer semestre de 2021 en los mercados británico, español, francés y portugués. En el caso de los mercados alemán, belga, italiano y neerlandés, el precio promedio semestral fue el menor desde el segundo semestre de 2021.
En el primer semestre de 2024, el descenso del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 respecto al semestre anterior, el incremento generalizado de la producción solar y el aumento de la producción eólica en casi todos los mercados propiciaron el descenso de los precios de los mercados eléctricos europeos respecto a ese período.
Al comparar con el primer semestre de 2023, el descenso del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2, el incremento de la producción solar y el incremento de la producción eólica en casi todos los mercados analizados también favorecieron el descenso interanual de los precios de los mercados eléctricos europeos, a pesar del incremento de la demanda en la mayoría de ellos.
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 un precio promedio semestral de 83,42 $/bbl en el primer semestre de 2024. Este valor fue un 1,2% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month del semestre anterior, de 84,40 $/bbl. En cambio, fue un 4,3% mayor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en el primer semestre de 2023, de 79,97 $/bbl.
Durante el primer semestre de 2024, la preocupación por la evolución económica y sus efectos sobre la demanda mundial propiciaron el descenso de los precios respecto al semestre anterior. Los niveles de inflación y las expectativas de más tiempo con tipos de interés elevados en Estados Unidos contribuyeron a esta preocupación. Sin embargo, la inestabilidad en Oriente Próximo y el conflicto entre Rusia y Ucrania, así como los recortes de producción de la OPEP+, ejercieron su influencia al alza sobre los precios, contribuyendo a su incremento interanual. Además, en mayo, los incendios forestales en Canadá hicieron temer por el suministro procedente de este país. En junio, las expectativas de un incremento de la demanda debido a los desplazamientos durante las vacaciones de verano también ejercieron su influencia al alza sobre los precios de estos futuros.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el precio promedio registrado durante el primer semestre de 2024 fue de 29,70 €/MWh. En comparación con el precio de los futuros Front‑Month negociados en el semestre anterior, de 38,45 €/MWh, el promedio descendió un 23%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mismo semestre de 2023, cuando el precio promedio fue de 44,34 €/MWh, hubo un descenso del 33%.
En el primer semestre de 2024, a pesar de la preocupación por el suministro debido a la inestabilidad en Oriente Próximo, a los descensos en el flujo de gas desde Noruega y a los problemas en plantas exportadoras de gas natural licuado de Estados Unidos y Australia, los elevados niveles de las reservas europeas propiciaron el descenso de los precios de los futuros de gas TTF respecto a los del primer y el segundo semestre de 2023. Sin embargo, en la segunda mitad del primer semestre de 2024, el incremento de la demanda de gas natural licuado en los mercados asiáticos causó un descenso en el suministro a Europa. Además, el temor a la interrupción del suministro de gas ruso a Austria el próximo verano incrementó la preocupación por el suministro para rellenar las reservas para el próximo invierno. Esto contribuyó a la recuperación de los precios promedios mensuales, aunque el promedio de los seis primeros del año fue inferior al de los de los semestres anteriores.
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, alcanzaron un precio promedio de 65,68 €/t en el primer semestre de 2024. Este precio fue un 23% menor al promedio del semestre anterior, de 85,11 €/t. Si se compara con el promedio del mismo semestre de 2023, de 93,53 €/t, el promedio del primer semestre de 2024 fue un 30% menor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, la financiación de proyectos renovables y la transición energética
En AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen se están organizando el webinar número 47 y el webinar número 48 de la serie de webinars mensuales.
El primero de ellos tendrá lugar el 19 de septiembre. En la mesa de análisis participarán como ponentes invitados Xavier Cugat, Product Director en Pylontech y Francisco Valverde, Renewables development, Independent profesional. En el webinar se analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el almacenamiento de energía, el autoconsumo y los servicios de AleaSoft para comercializadoras.
El siguiente webinar de la serie será el 17 de octubre. En esta ocasión se contará, por quinta vez, con ponentes de Deloitte que compartirán su visión y experiencia sobre el estado y las tendencias de la financiación de proyectos de energías renovables, así como la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. Además, se analizarán la evolución de los mercados de energía europeos y las perspectivas para el invierno 2024-2025.
