En mayo, los precios en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos fueron superiores a los de abril, frenándose las caídas de los últimos meses. El mercado ibérico abandonó la posición que ocupó por tres meses consecutivos como el mercado con los menores precios, un lugar que pasó a ocupar el mercado francés. La producción eólica descendió en la mayoría de los mercados, lo que, junto al aumento de los precios del gas y CO2 respecto a abril, ayudó a la subida de los precios. La fotovoltaica registró récords en todos los mercados, ya sean récords históricos en algunos casos y récords para el mes de mayo en otros.
Producción eólica
En mayo de 2024, la producción eólica disminuyó interanualmente en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mayor descenso se registró en el mercado francés, del 25%, seguido por la bajada del 22% en el mercado español. En Alemania y Portugal las caídas fueron del 6,6% y 4,7%, respectivamente. Por otra parte, el mercado italiano registró un incremento del 10% respecto al mismo período de 2023.
Según Red Eléctrica, entre mayo de 2023 y mayo de 2024 en España peninsular se instalaron 771 MW de energía eólica. Por otra parte, según REN, la capacidad instalada en Portugal aumentó en 6 MW entre mayo de 2023 y mayo de 2024.
En comparación con abril de 2024, la producción eólica de mayo también descendió en los mercados analizados, en este caso de manera generalizada. El mercado francés fue el de mayor bajada, del 42%, seguido por el mercado alemán, con una caída del 36%. En los mercados de España, Italia y Portugal los descensos fueron del 12%, 11% y 7,8%, respectivamente.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica
La producción solar aumentó en mayo de 2024 en los principales mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes de 2023. El mayor incremento se registró en el mercado portugués, el cual fue de un 42%, seguido por aumentos del 33% en el mercado italiano y del 32% en el mercado español. En el caso del mercado español se incluye la producción solar fotovoltaica y la producción solar termoeléctrica. En el mercado alemán la subida fue de un 11%, mientras que el mercado francés fue el de menor incremento, de un 2,0%.
Durante mayo de 2024, los mercados eléctricos europeos analizados continuaron batiendo récords de producción fotovoltaica. Los mercados de Alemania y Francia registraron récords históricos de generación con esta tecnología en comparación con el mismo mes de años anteriores, con 8680 GWh y 2435 GWh, respectivamente. Por otra parte, en los mercados ibérico e italiano se alcanzaron récords históricos de producción fotovoltaica, de 5007 GWh en España, 3203 GWh en Italia y 517 GWh en Portugal.
Los incrementos interanuales en la producción fotovoltaica estuvieron favorecidos por el aumento de la capacidad instalada de esta tecnología durante los últimos doce meses. Según los datos de Red Eléctrica, en España peninsular la capacidad fotovoltaica aumentó en 4542 MW entre mayo de 2023 y mayo de 2024. En el mismo período, el mercado portugués agregó 923 MW nuevos al sistema.
En todos los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar de mayo también superó a la de abril, en concordancia con el incremento de la radiación solar. En este caso, el mercado alemán fue el de mayor incremento, del 30%. En el resto de los mercados analizados los incrementos oscilaron entre el 1,5% del mercado francés y el 26% del mercado español.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En mayo de 2024, la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos registraron una demanda eléctrica superior a la del mismo período de 2023. El mercado neerlandés alcanzó el mayor incremento, de un 6,5%, seguido por el aumento del mercado belga, de un 3,3%. Los mercados portugués y británico registraron las menores subidas de la demanda, de un 0,5 y 0,8%, en cada caso. En los mercados de España, Francia e Italia, la demanda aumentó en un 1,6%, 1,8% y 1,9%, respectivamente. En cambio, el mercado alemán registró un descenso interanual de la demanda del 5,4%.
En mayo de 2024, las temperaturas medias fueron superiores a las del mismo mes de 2023 en gran parte de Europa, con aumentos que oscilaron entre los 0,6°C en Italia y los 2,6°C en los Países Bajos. Las excepciones fueron Portugal, España y Francia, donde las temperaturas medias fueron inferiores en 1,0°C, 0,3°C y 0,2°C, respectivamente.
En la comparación de la demanda eléctrica de mayo de 2024 con la de abril, la mayoría de los mercados analizados registraron descensos. En este caso, el mercado francés registró el mayor descenso, de un 12%, seguido por la bajada del 8,3% en Gran Bretaña. En los mercados de Bélgica y Alemania las caídas fueron del 5,8% y 5,6%, respectivamente. El mercado ibérico fue el de menor bajada, del 2,3% en Portugal y el 1,9% en España. Los mercados de Italia y los Países Bajos fueron la excepción, al aumentar la demanda respecto al mes anterior en un 2,2% y un 2,3%, respectivamente.
En mayo las temperaturas medias continuaron aumentando, siendo superiores a las de abril en todos los mercados analizados. El mayor incremento, de 5,2°C, se registró en el mercado neerlandés. En el resto de los mercados, los incrementos de las temperaturas medias oscilaron entre los 1,4°C en Portugal y los 4,9°C en Alemania.
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 mes de mayo de 2024, el precio promedio mensual fue inferior a 70 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado IPEX de Italia, con promedios de 84,50 €/MWh y 94,88 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia y el mercado Nord Pool de los países nórdicos registraron los precios mensuales más bajos, de 27,17 €/MWh y 27,28 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 30,40 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 66,48 €/MWh delmercado EPEX SPOT de Alemania. De esta forma, el mercado ibérico MIBEL abandonó la posición que había ocupado durante tres meses consecutivos, entre febrero y abril de 2024, como el mercado con los menores precios.
En comparación con el mes de abril, los precios promedio aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron el mercado francés y el mercado nórdico, con caídas del 3,8% y el 44%, respectivamente. Por otra parte, los mercados español y portugués registraron las mayores subidas porcentuales, del 122% y el 132%, respectivamente. El menor aumento, del 6,6%, correspondió al mercado alemán. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 9,3% del mercado italiano y el 35% del mercado británico.
Comparando los precios promedio del mes de mayo con los registrados en el mismo mes de 2023, los precios bajaron en todos los mercados analizados. En este caso, los mercados español, portugués y francés alcanzaron los mayores descensos, del 59%, el 60% y el 65%, respectivamente. Por otra parte, el mercado británico registró la menor caída de precios, del 9,2%. En el resto de los mercados, los descensos estuvieron entre el 10% del mercado italiano y el 32% del mercado belga.
Como consecuencia de los descensos registrados, en mayo de 2024, el mercado nórdico registró el menor promedio desde noviembre de 2023, mientras que el mercado francés registró el promedio mensual más bajo desde julio de 2020.
En el mes de mayo de 2024, la caída del precio promedio de los derechos de emisión de CO2, un precio promedio del gas ligeramente inferior al del mismo mes del año anterior y el aumento generalizado de la producción solar propiciaron el descenso interanual de los precios en los mercados eléctricos europeos.
Por otra parte, el aumento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 en mayo de 2024 respecto al mes anterior, así como la caída generalizada de la producción eólica en ese mismo período, contribuyeron al aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos respecto al mes de abril.
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 mensual de 83,00 $/bbl en el mes de mayo. Este valor fue un 6,7% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de abril, de 89,00 $/bbl. Sin embargo, fue un 9,6% mayor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en mayo de 2023, de 75,69 $/bbl.
Durante el mes de mayo, la preocupación por la evolución de la economía y de la demanda mundial ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. La inflación y las expectativas de tipos de interés elevados en Estados Unidos por más tiempo contribuyeron a estas preocupaciones. Sin embargo, la inestabilidad en Oriente Próximo, el temor a los efectos de los incendios forestales sobre la producción canadiense y las expectativas sobre la extensión de los recortes de producción de la OPEP+ propiciaron que el promedio de mayo fuera superior al del mismo mes del año anterior.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio que registraron durante el mes de mayo fue de 32,07 €/MWh. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, en comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de abril, de 29,04 €/MWh, en mayo el aumento fue de un 10%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de mayo de 2023, cuando el precio promedio fue de 31,73 €/MWh, hubo un incremento del 1,1%.
Durante el mes de mayo, los pronósticos de temperaturas elevadas y menor producción renovable, así como descensos en el flujo de gas desde Noruega por labores de mantenimiento, contribuyeron al incremento de los precios de los futuros de gas TTF. El descenso del suministro de gas natural licuado debido al incremento de la demanda en los mercados asiáticos también ejerció su influencia al alza sobre los precios. En la segunda mitad del mes, el temor al corte del suministro de gas ruso a Austria en verano también propició las subidas de precios. Sin embargo, los niveles todavía altos de las reservas europeas limitaron el incremento de los precios y el promedio de mayo 2024 fue solo ligeramente mayor al de mayo de 2023.
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 en mayo de 73,10 €/t. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, esto representa un aumento del 11% respecto al promedio del mes anterior, de 66,07 €/t. En cambio, si se compara con el promedio del mes de mayo de 2023, de 90,21 €/t, el promedio de mayo de 2024 fue un 19% menor.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
Alea Energy DataBase es la plataforma online de AleaSoft Energy Forecasting para la visualización y análisis de datos relacionados con los mercados de energía. Esta plataforma contiene observatorios de precios y demanda de los principales mercados eléctricos europeos, de combustibles y de producción renovable. Además, cuenta con nuevos observatorios de curvas de futuros. Con Alea Energy Database, en pocos segundos se accede a toda la información de un mercado, con toda la historia de todas las variables actualizadas. Estos datos son una fuente fiable tanto para analistas como para periodistas especializados en el sector de la energía, así como para los agentes que operan en los mercados eléctricos y los mercados de gas. Alea Energy Database potencia tres vectores de desarrollo esenciales en Europa: digitalización, conocimiento y energías renovables.
