Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 26 de febrero, la producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior, continuando la tendencia alcista por tercera semana consecutiva. Los aumentos oscilaron entre el 6,1% en España y el 30% en Alemania. Francia, con un aumento del 15%, revirtió la caída de la semana anterior. Italia, por el contrario, registró una caída de la producción solar del 17% por segunda semana consecutiva.

Con la cercanía de la primavera y el aumento de las horas de luz, la producción fotovoltaica diaria en algunos mercados volvió a los niveles vistos por última vez en otoño. El 28 de febrero, el mercado portugués generó 14 GWh, el valor más alto desde finales de septiembre y también el valor más alto jamás registrado para un mes de febrero, rompiéndose el récord anterior del 20 de febrero cuando la generación alcanzó los 13 GWh. Los mercados alemán y español también registraron la mayor producción solar desde octubre, con 187 GWh generados el 3 de marzo en Alemania y 119 GWh generados el 1 de marzo en España.

Para la semana del 4 de marzo, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia alcista de esta semana continuará en Alemania e Italia. Sin embargo, se espera que el mercado español registre un descenso en la producción solar con respecto a la semana anterior.

En la semana del 26 de febrero, la producción eólica aumentó por segunda semana consecutiva en la península ibérica e Italia. En ambos casos el aumento fue del 11%. Los mercados alemán y francés revirtieron la tendencia alcista de la semana anterior y registraron descensos de producción del 47% y el 12% respectivamente.

El fuerte viento en la península ibérica llevó la producción semanal a niveles vistos por última vez a finales de octubre. Durante la semana del 26 de febrero, el mercado español generó con esta tecnología 2102 GWh y el mercado portugués 546 GWh.

Para la semana del 4 de marzo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en Italia y Alemania, mientras que en Francia y la península ibérica se espera que descienda.

Demanda eléctrica
En la semana del 26 de febrero, la demanda eléctrica aumentó por segunda semana consecutiva en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, de un 5,7%. Los mercados belga, español e italiano registraron el menor aumento, de un 2,0% en cada caso, con Italia invirtiendo la tendencia a la baja de la semana anterior. Sólo en los mercados neerlandés y alemán la demanda disminuyó, unos 5,3% y 4,0% respectivamente. Esta fue la tercera caída semanal consecutiva para los Países Bajos, mientras que en el caso de Alemania se invirtió la tendencia de la semana pasada.

El aumento de la demanda estuvo relacionado con la caída de las temperaturas medias. En la mayoría de los mercados europeos analizados, las temperaturas medias de la semana bajaron entre 0,6°C y 1,7°C en comparación con la semana anterior. La excepción fue Italia, donde las temperaturas medias aumentaron 0,4°C.

Para la semana del 4 de marzo, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia alcista continuará y la demanda aumentará en Bélgica y la península ibérica. Alemania y Países Bajos también verán un aumento en la demanda, revirtiendo la caída de la semana anterior. Por el contrario, se espera que Francia, Italia y Gran Bretaña registren una caída de la demanda.

Mercados eléctricos europeos
Tras la recuperación registrada en los últimos días de la semana previa, durante la semana del 26 de febrero, los precios de los principales mercados eléctricos europeos oscilaron, registrando promedios superiores a los de la semana anterior en la mayoría de los casos. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal, con una caída del 81%. Por otra parte, el mercado EPEX SPOT de Bélgica y Francia alcanzó la mayor subida, del 21%. En cambio, el mercado IPEX de Italia y el mercado Nord Pool de los países nórdicos registraron los menores incrementos, del 2,5% y el 4,5%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 8,2% del mercado N2EX del Reino Unido y el 18% del mercado EPEX SPOT de Alemania.

En la última semana de febrero, los promedios semanales fueron inferiores a 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado británico, con un promedio de 72,22 €/MWh, y el mercado italiano, con un promedio de 84,11 €/MWh. En cambio, los mercados portugués y español registraron los menores precios semanales, de 4,52 €/MWh y 4,53 €/MWh, respectivamente. Estos precios fueron el más bajo de la historia en el mercado español y el segundo más bajo en el mercado portugués. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 48,57 €/MWh del mercado nórdico y los 67,56 €/MWh del mercado belga.

Desde el 18 de febrero el mercado MIBEL ha registrado de forma consecutiva los precios diarios más bajos de entre los principales mercados eléctricos europeos. Durante la semana del 26 de febrero, este mercado registró 73 horas con precios inferiores a 1 €/MWh. De estas, hubo 44 horas con un precio de 0 €/MWh, catorce de las cuales se registraron el domingo 3 de marzo. Ese domingo, los niveles elevados de producción renovable eólica y solar se unieron a la baja demanda propia de este día de la semana.

Durante la semana del 26 de febrero, el aumento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados analizados propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción eólica en mercados como el alemán o el francés también contribuyó a este comportamiento. Sin embargo, el incremento de la producción eólica y solar en la península ibérica tuvo como consecuencia importantes descensos de precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la primera semana de marzo los precios de los mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando. En el caso del mercado MIBEL, los precios también podrían empezar a recuperarse en esa semana. El incremento de la demanda y la caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados propiciarán este comportamiento. El descenso de la producción solar en el mercado español también contribuirá a las subidas de precios en este mercado.

Brent, combustibles y CO2
En la última semana de febrero, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 82,53 $/bbl, el lunes 26 de febrero. En las primeras tres sesiones de la semana, los precios aumentaron y el 28 de febrero alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 83,68 $/bbl. Este precio fue el más alto desde la primera mitad de noviembre de 2023. En las últimas sesiones de la semana, los precios se mantuvieron estables. El precio de cierre del viernes 1 de marzo fue de 83,55 $/bbl, un 2,4% mayor al del viernes de la semana anterior.

En la última semana de febrero, las expectativas sobre la continuidad de los recortes de producción de la OPEP+ en el próximo trimestre contribuyeron a mantener los precios de cierre por encima de los 83 $/bbl en casi todas las sesiones de la semana.

Los anuncios de recortes de producción realizados al final de la semana por parte de Rusia y otros países miembros de la OPEP+ podrían ejercer su influencia al alza sobre los precios del Brent en la primera semana de marzo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 26 de febrero alcanzaron el precio de cierre mínimo semanal, de 24,01 €/MWh. Durante la última semana de febrero, los precios aumentaron en casi todas las sesiones. Como consecuencia, el viernes, 1 de marzo, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 25,81 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 13% mayor al del viernes anterior.

Los pronósticos de bajas temperaturas y menor producción eólica contribuyeron al incremento de los precios de los futuros de gas TTF, así como las interrupciones en el suministro desde Noruega. Sin embargo, pese a las subidas, el suministro abundante de gas natural licuado y los altos niveles de las reservas europeas mantuvieron los precios de cierre por debajo de los registrados en las primeras semanas de febrero.

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, iniciaron la semana del 26 de febrero con un precio de cierre de 53,97 €/t, el mínimo de la semana. En las tres primeras sesiones de la semana, los precios aumentaron hasta alcanzar el precio de cierre máximo semanal, de 57,84 €/t, el 28 de febrero. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio de cierre fue un 6,0% mayor al del mismo día de la semana anterior. Pero en las últimas sesiones de la semana, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 57 €/t. El precio de cierre del viernes 1 de marzo fue de 56,37 €/t, un 8,0% mayor al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de proyectos renovables
Durante el mes de marzo, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen están haciendo una promoción de sus informes de previsiones de curvas de precios de largo plazo para los mercados europeos. Las previsiones de precios de largo plazo de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen cuentan con granularidad horaria, bandas de confianza y hasta 30 años de horizonte. Estos informes de previsiones pueden ser útiles para conseguir financiación merchant y para dimensionar un PPA.