{"id":244291,"date":"2024-07-30T15:15:56","date_gmt":"2024-07-30T13:15:56","guid":{"rendered":"https:\/\/aeeolica.org\/?p=244291"},"modified":"2024-07-30T15:16:00","modified_gmt":"2024-07-30T13:16:00","slug":"los-precios-de-los-mercados-electricos-europeos-bajaron-en-la-primera-mitad-del-ano-mientras-las-renovables-registraron-records-historicos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aeeolica.org\/en\/los-precios-de-los-mercados-electricos-europeos-bajaron-en-la-primera-mitad-del-ano-mientras-las-renovables-registraron-records-historicos\/","title":{"rendered":"Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos bajaron en la primera mitad del a\u00f1o mientras las renovables registraron r\u00e9cords hist\u00f3ricos"},"content":{"rendered":"\n

En la primera mitad de 2024, los precios bajaron con respecto al semestre anterior en la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos. De forma interanual el descenso fue generalizado. El mercado espa\u00f1ol registr\u00f3 el menor precio en este per\u00edodo. En casi todos los mercados el precio promedio de los primeros seis meses de 2024 fue el m\u00e1s bajo desde la primera o segunda mitad de 2021. La producci\u00f3n fotovoltaica semestral fue la m\u00e1s alta de la historia en todos los mercados, un hito que tambi\u00e9n alcanz\u00f3 la e\u00f3lica en algunos casos. La demanda el\u00e9ctrica aument\u00f3 de forma interanual en la mayor\u00eda de los mercados, mientras que los precios del gas y del CO2 <\/sub>bajaron.<\/p>\n\n\n\n

Producci\u00f3n e\u00f3lica<\/p>\n\n\n\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos en el primer semestre de 2024, si se compara con el primer semestre de 2023. La excepci\u00f3n fue el mercado espa\u00f1ol, donde la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda fue un 0,3% inferior durante este per\u00edodo. En el resto de los mercados, la mayor variaci\u00f3n se registr\u00f3 en el mercado portugu\u00e9s, 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.<\/p>\n\n\n\n

En comparaci\u00f3n con el \u00faltimo semestre de 2023, la producci\u00f3n e\u00f3lica de los primeros seis meses de 2024 tambi\u00e9n subi\u00f3 en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, salvo en el mercado franc\u00e9s, donde descendi\u00f3 un 1,8%. El mayor aumento, del 7,0%, se registr\u00f3 en Portugal, seguido por los incrementos del 6,5% y 4,8% de los mercados de Espa\u00f1a e Italia, respectivamente. Por otro lado, el mercado alem\u00e1n fue el de menor incremento, del 0,1%.<\/p>\n\n\n\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica del primer semestre de 2024 fue la m\u00e1s 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 espa\u00f1ol y franc\u00e9s, fue la segunda m\u00e1s alta en cada caso, con valores de 31 574 GWh en Espa\u00f1a y 24 550 GWh en Francia.<\/p>\n\n\n\n

Asimismo, seg\u00fan datos de Red El\u00e9ctrica, hasta junio de 2024 la potencia e\u00f3lica en Espa\u00f1a peninsular aument\u00f3 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 per\u00edodo.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica y TERNA.<\/p>\n\n\n\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termoel\u00e9ctrica<\/p>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2024, la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 con respecto al mismo per\u00edodo del a\u00f1o anterior en todos los principales mercados europeos. El mayor incremento se registr\u00f3 en el mercado portugu\u00e9s, el cual fue de un 24%, seguido por el mercado italiano, con un 15%. En Espa\u00f1a, donde se incluye la solar fotovoltaica<\/strong> y la solar termoel\u00e9ctrica<\/strong>, y en Alemania, el incremento fue del 13% para ambos mercados, mientras que, el mercado franc\u00e9s fue el de menor variaci\u00f3n, con una subida del 5,3%.<\/p>\n\n\n\n

Al comparar con el segundo semestre de 2023, la producci\u00f3n solar del primer semestre de 2024 tambi\u00e9n aument\u00f3 en todos los mercados analizados. Los mayores incrementos se registraron en Alemania, con un 24% y Portugal, con un 22%. En Italia y Espa\u00f1a se tuvieron subidas del 13% y 10%, respectivamente. De igual manera, el mercado franc\u00e9s fue el de menor incremento, de un 2,4% en este caso.<\/p>\n\n\n\n

Adem\u00e1s, en todos los mercados analizados la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong> semestral fue la m\u00e1s alta de la historia. En Alemania se generaron 32 713 GWh con esta tecnolog\u00eda, mientras que en Espa\u00f1a esta cantidad ascendi\u00f3 a 21 067 GWh, en Italia fue de 13 909 GWh, en Francia de 11 340 GWh y en Portugal de 2198 GWh.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, seg\u00fan datos de Red El\u00e9ctrica, en junio de 2024 la potencia solar fotovoltaica en Espa\u00f1a peninsular se situ\u00f3 1140 MW por encima de la capacidad instalada a finales de 2023. En el mismo per\u00edodo, el incremento de la potencia solar fotovoltaica en Portugal respecto a la capacidad instalada a finales de diciembre 2023 fue de 502 MW.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica y TERNA.<\/p>\n\n\n\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/p>\n\n\n\n

Durante el primer semestre de 2024, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> registr\u00f3 incrementos interanuales en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos. La mayor subida, del 2,1%, fue la del mercado belga, seguida por la del mercado portugu\u00e9s, del 1,9% y la del mercado neerland\u00e9s, del 1,2%. Los mercados de Italia y Espa\u00f1a registraron el mismo incremento, del 0,7%, mientras que, el mercado brit\u00e1nico 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.<\/p>\n\n\n\n

En comparaci\u00f3n con el semestre anterior, los mercados de Alemania, Gran Breta\u00f1a, B\u00e9lgica y Francia registraron subidas de la demanda el\u00e9ctrica de entre el 0,2% del mercado alem\u00e1n y el 7,0% del mercado franc\u00e9s. En cambio, en los mercados de Portugal, Espa\u00f1a, Italia y los Pa\u00edses Bajos, se registraron descensos que oscilaron entre el 0,2% y el 7,9%.<\/p>\n\n\n\n

Las temperaturas medias<\/strong> subieron de forma interanual en el primer semestre del a\u00f1o en la mayor\u00eda de los mercados analizados. Los incrementos estuvieron entre el 0,1 \u00b0C de Gran Breta\u00f1a y Espa\u00f1a y el 1,3 \u00b0C de Alemania. En cambio, en Portugal y Francia las temperaturas fueron 0,1 \u00b0C m\u00e1s bajas que las del primer semestre de 2023.<\/p>\n\n\n\n

En comparaci\u00f3n con el segundo semestre de 2023, las temperaturas medias bajaron en todos los mercados, con descensos que fueron desde los 3,0 \u00b0C en Alemania a los 4,9 \u00b0C en Italia.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid y ELIA.<\/p>\n\n\n\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/p>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2024, el precio promedio semestral se mantuvo por debajo de los 70\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado N2EX <\/strong>del Reino Unidoy el mercado IPEX<\/strong> de Italia, con promedios de 76,22\u00a0\u20ac\/MWh y 93,46\u00a0\u20ac\/MWh, respectivamente. Por otra parte, el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a registr\u00f3 el precio semestral m\u00e1s bajo, de 39,13\u00a0\u20ac\/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los promedios estuvieron entre los 39,25\u00a0\u20ac\/MWh del mercado MIBEL de Portugal y los 69,97\u00a0\u20ac\/MWh del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Alemania.<\/p>\n\n\n\n

En comparaci\u00f3n con el semestre anterior, en el primer semestre de 2024 los precios promedio bajaron en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un incremento del 9,7%. Por otra parte, los mercados franc\u00e9s, espa\u00f1ol y portugu\u00e9s registraron las mayores ca\u00eddas, del 44%, el 54% y el 55%, respectivamente. El resto de los mercados analizados registraron descensos de precios de entre el 18% del mercado brit\u00e1nico y el 28% del mercado belga.<\/p>\n\n\n\n

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 ib\u00e9rico y franc\u00e9s alcanzaron las mayores ca\u00eddas, del 56% y el 58%, respectivamente. En cambio, el mercado italiano registr\u00f3 el menor descenso, del 31%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 33% del mercado alem\u00e1n y el 45% del mercado belga.<\/p>\n\n\n\n

Estos descensos de precios tuvieron como resultado que el precio del primer semestre de 2024 fuera el m\u00e1s bajo desde el primer semestre de 2021 en los mercados brit\u00e1nico, espa\u00f1ol, franc\u00e9s y portugu\u00e9s. En el caso de los mercados alem\u00e1n, belga, italiano y neerland\u00e9s, el precio promedio semestral fue el menor desde el segundo semestre de 2021.<\/p>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2024, el descenso del precio promedio del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> respecto al semestre anterior, el incremento generalizado de la producci\u00f3n solar y el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en casi todos los mercados propiciaron el descenso de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos respecto a ese per\u00edodo.<\/p>\n\n\n\n

Al comparar con el primer semestre de 2023, el descenso del precio promedio del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>, el incremento de la producci\u00f3n solar y el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en casi todos los mercados analizados tambi\u00e9n favorecieron el descenso interanual de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos, a pesar del incremento de la demanda en la mayor\u00eda de ellos.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.<\/p>\n\n\n\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/p>\n\n\n\n

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> 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\u2011Month del semestre anterior, de 84,40 $\/bbl. En cambio, fue un 4,3% mayor al correspondiente a los futuros Front\u2011Month negociados en el primer semestre de 2023, de 79,97 $\/bbl.<\/p>\n\n\n\n

Durante el primer semestre de 2024, la preocupaci\u00f3n por la evoluci\u00f3n econ\u00f3mica y sus efectos sobre la demanda mundial propiciaron el descenso de los precios respecto al semestre anterior. Los niveles de inflaci\u00f3n y las expectativas de m\u00e1s tiempo con tipos de inter\u00e9s elevados en Estados Unidos contribuyeron a esta preocupaci\u00f3n. Sin embargo, la inestabilidad en Oriente Pr\u00f3ximo y el conflicto entre Rusia y Ucrania, as\u00ed como los recortes de producci\u00f3n de la OPEP+, ejercieron su influencia al alza sobre los precios, contribuyendo a su incremento interanual. Adem\u00e1s, en mayo, los incendios forestales en Canad\u00e1 hicieron temer por el suministro procedente de este pa\u00eds. En junio, las expectativas de un incremento de la demanda debido a los desplazamientos durante las vacaciones de verano tambi\u00e9n ejercieron su influencia al alza sobre los precios de estos futuros.<\/p>\n\n\n\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, el precio promedio registrado durante el primer semestre de 2024 fue de 29,70 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el precio de los futuros Front\u2011Month negociados en el semestre anterior, de 38,45 \u20ac\/MWh, el promedio descendi\u00f3 un 23%. Si se compara con los futuros Front\u2011Month negociados en el mismo semestre de 2023, cuando el precio promedio fue de 44,34 \u20ac\/MWh, hubo un descenso del 33%.<\/p>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2024, a pesar de la preocupaci\u00f3n por el suministro debido a la inestabilidad en Oriente Pr\u00f3ximo, 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 asi\u00e1ticos caus\u00f3 un descenso en el suministro a Europa. Adem\u00e1s, el temor a la interrupci\u00f3n del suministro de gas ruso a Austria el pr\u00f3ximo verano increment\u00f3 la preocupaci\u00f3n por el suministro para rellenar las reservas para el pr\u00f3ximo invierno. Esto contribuy\u00f3 a la recuperaci\u00f3n de los precios promedios mensuales, aunque el promedio de los seis primeros del a\u00f1o fue inferior al de los de los semestres anteriores.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2024, alcanzaron un precio promedio de 65,68 \u20ac\/t en el primer semestre de 2024. Este precio fue un 23% menor al promedio del semestre anterior, de 85,11 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mismo semestre de 2023, de 93,53 \u20ac\/t, el promedio del primer semestre de 2024 fue un 30% menor.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.<\/p>\n\n\n\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa, la financiaci\u00f3n de proyectos renovables y la transici\u00f3n energ\u00e9tica<\/p>\n\n\n\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong> se est\u00e1n organizando el webinar n\u00famero 47 y el webinar n\u00famero 48 de la serie de webinars mensuales<\/a>.<\/p>\n\n\n\n

El primero de ellos tendr\u00e1 lugar el 19 de septiembre<\/a>. En la mesa de an\u00e1lisis participar\u00e1n como ponentes invitados Xavier Cugat, Product Director en Pylontech y Francisco Valverde, Renewables development, Independent profesional. En el webinar se analizar\u00e1 la evoluci\u00f3n y perspectivas de los mercados de energ\u00eda europeos, el almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>, el autoconsumo<\/strong> y los servicios de AleaSoft para comercializadoras.<\/p>\n\n\n\n

El siguiente webinar de la serie ser\u00e1 el 17 de octubre<\/a>. En esta ocasi\u00f3n se contar\u00e1, por quinta vez, con ponentes de Deloitte que compartir\u00e1n su visi\u00f3n y experiencia sobre el estado y las tendencias de la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong>, as\u00ed como la importancia de las previsiones en las auditor\u00edas<\/strong> y en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong>. Adem\u00e1s, se analizar\u00e1n la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda europeos y las perspectivas para el invierno 2024-2025.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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