En agosto, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos subieron con respecto a julio favorecidos principalmente por el aumento de los precios del gas y el CO2. El descenso de la producción eólica y solar en gran parte de los mercados también fomentaron esta tendencia, a pesar de registrarse una menor demanda en la mayoría de los mercados. En el mercado español, el apuntamiento de la eólica superó el 100% en agosto y el de la solar fotovoltaica aumentó hasta el 72%.
Producción eólica
En agosto de 2024, la producción eólica disminuyó en todos los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo mes de 2023. Los descensos oscilaron entre el 4,9% en el mercado alemán y el 48% en el mercado italiano.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica aumentó un 2,3% en el mercado francés y un 12% en el mercado portugués. En el resto de los mercados analizados, se registraron bajadas que estuvieron entre el 7,5% en Alemania y el 23% en Italia.
Según datos de Red Eléctrica, entre agosto de 2023 y agosto de 2024, España agregó al sistema peninsular 930 MW de capacidad eólica. En el mismo período, el mercado portugués añadió 31 MW de nueva capacidad de esta tecnología.
En agosto de 2024, la producción eólica en España peninsular alcanzó su mayor precio capturado del año hasta el momento, de 91,23 €/MWh. El apuntamiento del mes también fue el más alto en lo que va de año, situándose ligeramente por encima del 100%. Tanto los precios capturados como el apuntamiento de la eólica se han ido recuperando mes a mes tras los mínimos registrados en primavera. En marzo, se alcanzó el apuntamiento más bajo de la historia, del 53%, y en abril se registró el precio capturado más bajo, de 9,71 €/MWh. Estos mínimos se debieron a los bajos precios del mercado durante esos meses, un período caracterizado por una baja demanda y una alta producción de energías renovables, especialmente eólica e hidroeléctrica. Además, el aumento de la capacidad fotovoltaica presionó los precios de las horas solares a valores cercanos a cero o incluso negativos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE y Red Eléctrica.
Producción solar fotovoltaica y termosolar
En agosto de 2024, todos los principales mercados eléctricos europeos registraron aumentos en la producción solar en comparación con el mismo mes del año anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, del 53%, mientras que el mercado italiano fue el de menor subida, del 13%. En el resto de los mercados analizados, la producción con energía solar aumentó entre el 18% en España y el 39% en Alemania.
En comparación con julio de 2024, la producción solar de agosto fue ligeramente mayor en los mercados eléctricos de Portugal y Francia, con crecimiento del 0,2% y 1,2%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados la producción con esta tecnología fue inferior al mes anterior. El mercado español registró la mayor bajada intermensual, del 5,6%, seguido por las caídas del 5,4% en Italia y el 4,4% en Alemania.
En agosto de 2024, los mercados de Francia y Portugal batieron récords históricos de producción solar fotovoltaica mensual de 3100 GWh y 643 GWh, respectivamente. Por otro lado, los mercados de Alemania, España e Italia registraron los segundos valores más altos de producción con esta tecnología, tras los récords obtenidos el mes anterior. En esta ocasión las producciones fueron de 9047 GWh en Alemania, 6012 GWh en España y 3434 GWh en Italia.
Según datos de Red Eléctrica, entre agosto de 2023 y agosto de 2024, en España peninsular se instalaron 4074 MW nuevos de capacidad. En el mismo período, el mercado portugués aumentó en 1126 MW su capacidad fotovoltaica.
En agosto de 2024, el precio capturado por la energía solar fotovoltaica en el mercado diario de electricidad en España ascendió hasta los 65,67 €/MWh, después de tocar fondo en abril de este año, con un precio capturado históricamente bajo de tan solo 5,50 €/MWh. También el apuntamiento de la solar fotovoltaica remontó hasta situarse en el 72% en agosto, desde el mínimo de 40% registrado en abril.
El precio capturado por esta tecnología empezó el año en niveles altos, situándose en enero en 64,49 €/MWh, pero a medida que la demanda disminuía y las renovables continuaban robustas durante la primavera, los precios fueron cayendo y ya en marzo el precio capturado bajó de los 10 €/MWh. La situación de precios muy bajos, precios cero e incluso precios negativos durante marzo, abril y mayo, y con muchos de esos precios durante las horas de máxima producción solar, llevó a mínimos históricos tanto a los precios del mercado como a los precios capturados por la solar. A partir de junio, la situación mejoró y, aunque los precios continuaron siendo más bajos durante las horas solares, los precios capturados y el apuntamiento empezaron a subir, registrando en agosto el máximo precio capturado en lo que va de año.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE y Red Eléctrica.
Demanda eléctrica
En agosto de 2024, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo período de 2023. El mercado italiano registró el mayor aumento, de un 6,6%, mientras que el mercado francés registró el menor incremento, de un 2,2%. Por el contrario, en los mercados neerlandés, británico y portugués la demanda descendió en términos interanuales. La mayor caída se registró en el mercado de los Países Bajos, de un 6,9%. En los mercados de Portugal y Gran Bretaña bajaron un 0,6% y un 2,6%, respectivamente.
Mercados eléctricos europeos
En el mes de agosto de 2024, el precio promedio mensual fue superior a 65 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los promedios del mercado Nord Pool de los países nórdicos y del mercado EPEX SPOT de Francia, de 15,35 €/MWh y 54,56 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado IPEX de Italia registró el precio mensual más alto, de 128,44 €/MWh. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 65,53 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgicay los 91,11 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal.
En comparación con el mes de julio, los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado nórdico, con caídas del 14% y el 37%, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 14% del mercado italiano y el 26% del mercado español.
En cambio, comparando los precios promedio del mes de agosto con los registrados en el mismo mes de 2023, los precios bajaron en la mayoría de los mercados analizados. En este caso, la excepción fue el mercado italiano, con un incremento de precios del 15%. Por otra parte, el mercado nórdico registró la mayor caída porcentual de precios, del 55%. En el resto de los mercados, los descensos de los precios estuvieron entre el 5,2% del mercado español y el 40% del mercado francés.
Como consecuencia de la caída de los precios en agosto de 2024, el mercado británico alcanzó el promedio más bajo desde mayo de 2024, mientras que el mercado nórdico registró el menor promedio desde octubre de 2023. En cambio, los mercados portugués y español alcanzaron los promedios más altos desde octubre de 2023 y el mercado italiano registró el promedio mensual más alto desde noviembre de 2023. Por lo que respecta a los promedios de los mercados belga y neerlandés, fueron los más altos desde febrero de 2024, mientras que el mercado francés tuvo el mayor precio promedio desde marzo de 2024.
En agosto de 2024, el incremento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 respecto al mes anterior, así como el descenso de la producción eólica y solar respecto a julio en la mayoría de los mercados analizados, favorecieron las subidas de los precios en los mercados eléctricos europeos.
Por otra parte, en el mes de agosto de 2024, la caída del precio promedio de los derechos de emisión de CO2 y el aumento generalizado de la producción solar respecto a agosto de 2023 propiciaron el descenso interanual de los precios en los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, el aumento de la demanda eléctrica y el importante descenso de la producción eólica en Italia, así como el incremento del precio promedio del gas, contribuyeron al aumento interanual de los precios en el mercado italiano.
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 78,88 $/bbl en el mes de agosto. Este valor fue un 6,0% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de julio, de 83,88 $/bbl. También fue un 7,3% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en agosto de 2023, de 85,10 $/bbl.
Durante el mes de agosto, la evolución del conflicto en Oriente Próximo ejerció su influencia sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Esta influencia fue tanto a la baja durante las conversaciones sobre un alto al fuego en la Gaza, como al alza en los momentos de mayor tensión. También ejerció su influencia al alza el descenso de producción en Libia. Sin embargo, las preocupaciones por la economía y la demanda, así como los planes de la OPEP+ de incrementar su producción en el último trimestre de 2024, contribuyeron al descenso de precio promedio en el mes de agosto.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el mes de agosto por estos futuros fue de 38,35 €/MWh. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, en comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de julio, de 32,68 €/MWh, el promedio de agosto aumentó un 17%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de agosto de 2023, cuando el precio promedio fue de 35,00 €/MWh, hubo un incremento del 9,6%.
Durante el mes de agosto, la preocupación por el suministro debido a la inestabilidad en Oriente Próximo y al conflicto entre Rusia y Ucrania ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Las labores de mantenimiento planificadas en Noruega también contribuyeron al incremento de los precios. Sin embargo, los elevados niveles de las reservas europeas evitaron que el precio promedio superara los 40 €/MWh en agosto de 2024.
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 agosto de 71,26 €/t. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, esto representa un incremento del 4,5% respecto al promedio del mes anterior, de 68,17 €/t. Si se compara con el promedio del mes de agosto de 2023, de 90,33 €/t, el promedio de agosto de 2024 fue un 21% 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
Las previsiones de precios de largo plazo son necesarias para la financiación de proyectos de energías renovables, la gestión de riesgos y coberturas, la negociación de PPA, la valoración de carteras y auditorías, el trading de energía a largo plazo y otros usos relacionados con el desarrollo de las energías renovables. AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen suministran informes de previsiones de curvas de precios de largo plazo para los mercados eléctricos. Estas previsiones de precios están basadas en una metodología científica única que combina Inteligencia Artificial, series temporales y modelos estadísticos. Además, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen tienen granularidad horaria, 30 años de horizonte y bandas de confianza.
