AleaSoft Energy Forecasting, 2 de octubre de 2024. En el tercer trimestre de 2024, los precios de los mercados eléctricos europeos subieron respecto al trimestre anterior, a pesar de que la producción solar fotovoltaica alcanzó récords históricos en varios mercados. Las subidas de los precios de mercados fueron impulsadas por el incremento de los precios del gas, el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados con la subida de las temperaturas en verano, y el descenso de la producción eólica. La demanda eléctrica aumentó de forma interanual en la mayoría de los mercados aun cuando las temperaturas medias fueron mayoritariamente inferiores a las del mismo período del año anterior.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En el tercer trimestre de 2024, la producción solar fotovoltaica aumentó en todos los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo período de 2023. El mercado portugués registró el mayor aumento, del 51%. Los mercados español, alemán e italiano también experimentaron aumentos de dos dígitos, del 24%, 20% y 13%, respectivamente. El mercado francés experimentó el menor aumento, de un 8,8%.
Comparando con el segundo trimestre de 2024, en el tercer trimestre del año también se observó un incremento de la producción solar fotovoltaica en todos los mercados. Los aumentos en los mercados portugués, francés y español fueron del 23%, 9,8% y 9,8% en cada caso. Los mercados alemán e italiano registraron incrementos del 1,9% y el 0,9%, respectivamente.
En los mercados alemán, español, italiano, francés y portugués, la producción solar fotovoltaica trimestral fue la más alta de todos los trimestres de la historia al alcanzar 24 873 GWh, 15 136 GWh, 9565 GWh, 8279 GWh y 1766 GWh, respectivamente.
Los datos anteriores reflejan el aumento que está registrando la capacidad instalada de energía fotovoltaica. En el caso de España, según los datos de Red Eléctrica, entre el segundo y tercer trimestre de 2024 dicha capacidad aumentó 1026 MW. Asimismo, según datos de REN, en Portugal la capacidad instalada fotovoltaica aumentó en 289 MW en el mismo período.
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.Al comparar la producción eólica del tercer trimestre de 2024 con respecto al mismo trimestre de 2023, se registró un aumento en los mercados de Francia, Alemania y España. Los incrementos oscilaron entre el 3,0% en el mercado francés y el 9,0% en el mercado español. En cambio, los mercados italiano y portugués registraron descensos en la producción eólica del 22% y el 6,2%, respectivamente.
En línea con la transición estacional de primavera a verano, la producción eólica disminuyó en todos los principales mercados eléctricos europeos si se comparan los datos del tercer trimestre de 2024 con los del trimestre anterior. El mercado italiano experimentó la mayor disminución, de un 28%. En el resto de los mercados, los descensos oscilaron entre el 7,1% en España y el 11% en Portugal.
Según los datos de Red Eléctrica, entre junio y septiembre de 2024 la capacidad eólica instalada aumentó en 59 MW. En el caso de Portugal, de acuerdo con los datos publicados por REN, la capacidad eólica instalada aumentó en 25 MW.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En el tercer trimestre de 2024, la demanda eléctrica aumentó en comparación con el mismo período del año anterior en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado belga registró el mayor aumento, del 5,1%, seguido por los mercados italiano y alemán, que tuvieron incrementos del 2,5% y 2,3% en cada caso. La demanda aumentó un 1,3% en los mercados español y británico, y un 1,0% en el mercado francés. El mercado portugués registró el menor incremento, de un 0,8%. La excepción a la tendencia alcista fue el mercado neerlandés, donde la demanda cayó un 5,3%.
Si se comparan el segundo y tercer trimestre de 2024, la demanda aumentó en los mercados alemán, neerlandés y en los mercados del sur de Europa. El mercado italiano registró el mayor aumento, del 13%. Le siguió el mercado español con un incremento del 9,7%. Los mercados de Países Bajos, Portugal y Alemania experimentaron aumentos menores, del 6,7%, el 4,0% y el 1,9%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, la demanda disminuyó entre 2,2% en el mercado británico y 3,1% en el mercado francés.
La evolución interanual de las temperaturas medias mostró una clara tendencia a la baja al comparar el tercer trimestre de 2024 con el de 2023. Las temperaturas medias disminuyeron en la mayoría de los mercados analizados. Los descensos oscilaron entre 0,1°C en Países Bajos y 1,2°C en Francia. Las excepciones fueron Alemania e Italia. En el primero las temperaturas medias fueron similares a las del mismo trimestre del año anterior, y en el segundo aumentaron 0,3°C.
En comparación con el segundo trimestre de 2024, las temperaturas medias del tercer trimestre, predominantemente estival, aumentaron en todos los mercados analizados. Los incrementos oscilaron entre 3,2°C en Gran Bretaña y 6,6°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 tercer trimestre de 2024, el precio promedio trimestral se mantuvo por debajo de 85 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado IPEX de Italia, con un promedio de 119,32 €/MWh. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró los precios trimestrales más bajos, de 19,86 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 51,14 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 81,72 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.
En comparación con el trimestre anterior, en el tercer trimestre de 2024 los precios promedio subieron en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La excepción fue el mercado nórdico, con una caída del 44%. En cambio, el mercado MIBEL de Portugal y España registró las mayores subidas, del 134% y el 136%, respectivamente. El resto de los mercados registraron aumentos de precios de entre el 5,9% del mercado británico y el 71% del mercado francés.
Si se comparan los precios promedio del tercer trimestre de 2024 con los registrados en el mismo trimestre de 2023, los precios descendieron en casi todos los mercados analizados. La excepción fue el mercado italiano, con una subida del 5,4%. Por lo que respecta a los descensos de precios, el mercado francés registró la mayor caída, del 40%. En cambio, el mercado británico tuvo el menor descenso, del 10%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 16% de los mercados alemán y neerlandés y el 29% del mercado belga.
Como resultado de los descensos de precios en el mercado nórdico, el precio del tercer trimestre de 2024 fue el más bajo desde el primer trimestre de 2021 en ese mercado.
En el tercer trimestre de 2024, el aumento de los precios del gas respecto a los del trimestre anterior, la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos respecto al trimestre anterior, pese al descenso de los precios de los derechos de emisión de CO2 y al incremento de la producción solar.
Al comparar con el tercer trimestre de 2023, los precios de los derechos de emisión de CO2 bajaron, la producción solar aumentó en todos los mercados analizados y la producción eólica creció en la mayoría de ellos. Esto contribuyó a los descensos interanuales de precios de los mercados eléctricos, a pesar del incremento de los precios del gas y el aumento de la demanda eléctrica.
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 trimestral de 78,71 $/bbl en el tercer trimestre de 2024. Este valor fue un 7,4% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month del trimestre anterior, de 85,03 $/bbl. También fue un 8,4% inferior al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en el tercer trimestre de 2023, de 85,92 $/bbl.
Durante el tercer trimestre, la inestabilidad en Oriente Próximo y las expectativas de tasas de interés más bajas ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Además, los recortes de producción de la OPEP+, las expectativas de una mayor demanda por los desplazamientos vacacionales, la preocupación por el suministro de Canadá debido a los incendios forestales, los efectos del huracán Francine y las interrupciones de suministro en Libia también presionaron los precios al alza durante el trimestre. Sin embargo, la preocupación por la evolución de la demanda continuó durante el tercer trimestre y el precio promedio trimestral descendió. En septiembre, la OPEP y la Agencia Internacional de la Energía revisaron a la baja sus previsiones de demanda, lo que contribuyó a los descensos de precios. Además, el incremento planificado en la producción de la OPEP+ en el último trimestre del año también propició estos descensos.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el tercer trimestre de 2024 por estos futuros fue de 35,69 €/MWh. En comparación con el de los futuros Front‑Month negociados en el trimestre anterior, de 31,78 €/MWh, el promedio aumentó un 12%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mismo trimestre de 2023, cuando el precio promedio fue de 33,82 €/MWh, hubo un aumento del 5,5%.
En el tercer trimestre de 2024, la preocupación por el suministro debido al conflicto entre Rusia y Ucrania y a la inestabilidad en Oriente Próximo ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Las labores de mantenimiento en Noruega también contribuyeron al incremento de los precios. Además, los problemas en la planta exportadora de Freeport, el huracán Francine y la elevada demanda asiática afectaron al suministro de gas natural licuado. Sin embargo, los altos niveles de las reservas europeas limitaron el incremento de los precios.
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 68,36 €/t en el tercer trimestre de 2024, un 1,9% menor al promedio del trimestre anterior, de 69,68 €/t. Si se compara con el promedio del mismo trimestre de 2023, de 89,99 €/t, el promedio del tercer trimestre de 2024 fue un 24% 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
AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen suministran informes de previsiones de curvas de precios de largo plazo para los mercados eléctricos. 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, el trading de energía a largo plazo, la valoración de carteras y las auditorías. Las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen están basadas en una metodología científica única que combina Inteligencia Artificial, series temporales y modelos estadísticos. Además, estas previsiones de precios tienen granularidad horaria, 30 años de horizonte e incluyen bandas de confianza.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
