Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 14 de octubre, la producción solar fotovoltaica aumentó en la península ibérica respecto a la semana anterior. El mercado español fue el de mayor incremento, del 11%, mientras que el mercado portugués registró un aumentó del 5,2%. En esta ocación, Portugal tuvo un cambio de tendencia al alza, tras cinco semanas consecutivas de descensos en la producción con esta tecnología. Este mismo mercado, el jueves 17 de octubre registró el segundo valor más alto de producción solar fotovoltaica diaria para un mes de octubre, de 14 GWh, tras la producción registrada el primer día de este mes.

Por otro lado, los mercados de Italia, Francia y Alemania registraron descensos respecto a la semana anterior. El mercado italiano tuvo la mayor caída, del 31%, mientras que el mercado alemán registró el menor descenso, del 2,9%. En Francia la caída fue del 16%. El mercado italiano mantuvo la tendencia a la baja por tercera semana consecutiva, mientras que el mercado francés repitió la misma tendencia por segunda semana.

Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, durante la cuarta semana de octubre la producción solar aumentará en Alemania y España, mientras que, en Italia continuará bajando.

En la tercera semana de octubre, la producción eólica disminuyó en los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró la mayor caída, del 50%, seguido por los mercados de Portugal y Alemania, con bajadas del 46% y 33%, respectivamente. En el mercado español cayó un 15%, mientras que el mercado francés registró el menor descenso, del 6,9%. Este mercado mantuvo la tendencia decreciente por tercera semana consecutiva.

Para la semana del 14 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a descensos de la producción con esta tecnología en todos los mercados analizados, manteniendo la tendencia de la semana precedente.

Demanda eléctrica
En la semana del 14 de octubre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana anterior. El mercado neerlandés registró el mayor incremento, del 6,6%. En los mercados británico, belga, español e italiano la demanda registró aumentos que estuvieron entre el 0,2% de Gran Bretaña y el 0,9% de Italia. En el mercado británico, la demanda aumentó por quinta semana consecutiva, mientras que en los mercados belga y neerlandés aumentó por tercera y cuarta semana, respectivamente. En Italia la demanda eléctrica continuó su tendencia al alza por segunda semana.

Por otra parte, la demanda bajó en los mercados portugués, francés y alemán. El mercado portugués registró el mayor descenso, del 3,2%, continuando con la tendencia descendente de la semana anterior. En Alemania y Francia la demanda eléctrica bajó un 0,6% y 1,6%, respectivamente, registrando un cambio de tendencia con respecto a la semana precedente.

Las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados. Italia, Francia, los Países Bajos, Bélgica y Gran Bretaña registraron incrementos que oscilaron entre 0,2°C en Italia y 2,2°C en Gran Bretaña. Por otro lado, Alemania, España y Portugal registraron bajadas en las temperaturas medias de 0,3°C, 0,5°C y 0,8°C, respectivamente.

Para la semana del 21 de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados de Portugal, Italia, Francia, Alemania y los Países Bajos. Sin embargo, se espera que descienda en los mercados de Gran Bretaña, Bélgica y España.

Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de octubre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con caídas del 1,4% y el 15%, respectivamente. El mercado IPEX de Italia registró el menor incremento porcentual de precios, del 8,6%. En cambio, el mercado MIBEL de Portugal registró la mayor subida, del 15%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 9,0% del mercado español y el 14% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la tercera semana de octubre, pese a los incrementos de precios, los promedios semanales fueron inferiores a 81 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado británico y el italiano, con promedios de 95,55 €/MWh y 116,17 €/MWh, respectivamente. Por otra parte, el mercado nórdico registró el menor promedio semanal, de 22,73 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 52,82 €/MWh del mercado francés y los 80,03 €/MWh del mercado neerlandés.

Por lo que respecta a los precios horarios, pese a los aumentos en los promedios semanales, el domingo, 20 de octubre, la mayoría de los mercados analizados registraron precios horarios negativos, influenciados por el descenso de la demanda habitual en este día de la semana y valores elevados de producción renovable en algunos casos. Las excepciones fueron el mercado italiano y el mercado portugués. Los mercados alemán, belga, español, francés, neerlandés y nórdico registraron precios horarios negativos de 13:00 a 15:00. En el caso del mercado británico, hubo un precio negativo de 7:00 a 8:00. Los mercados alemán, belga, francés y neerlandés alcanzaron el precio horario más bajo de la tercera semana de octubre, de ‑2,01 €/MWh, el domingo, de 14:00 a 15:00.

Durante la semana del 14 de octubre, el descenso generalizado de la producción eólica propició el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. La caída de la producción solar y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados también contribuyeron a la subida de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de octubre, los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica y el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE iniciaron la tercera semana de octubre con descensos de precios. Pese a ello, el lunes 14 de octubre, registraron su precio de cierre máximo semanal, de 77,46 $/bbl. Los descensos de precios continuaron en casi todas las sesiones de la semana. Como consecuencia, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 73,06 $/bbl, el viernes 18 de octubre. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 7,6% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 1 de octubre.

En la tercera semana de octubre, la preocupación por la evolución de la demanda ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. En esta semana, la Agencia Internacional de la Energía y la OPEP revisaron sus previsiones de crecimiento de la demanda. En ambos casos, las previsiones para 2024 bajaron, influenciadas por la evolución de la demanda en China. Por otra parte, el temor a interrupciones en el suministro debido al conflicto en Oriente Próximo disminuyó después de que Israel manifestara su intención de no atacar instalaciones petroleras iraníes. Sin embargo, el incremento de la tensión en la zona podría ejercer su influencia al alza sobre los precios en la cuarta semana de octubre.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 14 de octubre, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 40,56 €/MWh, después de subir un 1,7% en comparación con el precio del cierre del viernes de la semana anterior. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el segundo más alto de 2024. El martes los precios iniciaron una tendencia descendente y el resto de la semana los precios de cierre fueron inferiores a 40 €/MWh. Como consecuencia de los descensos de precios, el viernes 18 de octubre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 39,20 €/MWh. Este precio fue un 1,7% menor al del viernes anterior. A pesar de la tendencia a la baja observada durante la semana, el promedio de los precios de cierre fue un 0,5% más alto que el de la semana anterior.

En la tercera semana de octubre, los elevados niveles de suministro de gas natural licuado propiciaron el descenso de los precios de los futuros de gas TTF. Los pronósticos de temperaturas suaves, que causarían un descenso de la demanda, también contribuyeron a esta tendencia.

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, el lunes 14 de octubre alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 65,97 €/t, tras subir un 2,1% respecto al viernes anterior. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 28 de septiembre. Sin embargo, en el resto de las sesiones de la semana los precios bajaron. Como resultado, el viernes 18 de octubre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 62,28 €/t, que fue un 3,6% menor al del viernes anterior. A pesar de los descensos registrados durante la semana, el promedio semanal de los precios de cierre se situó un 1,8% por encima del de la semana anterior.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, las baterías y la hibridación
El jueves 17 de octubre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebraron el webinar número 48 de su serie de webinars mensuales, con la participación de ponentes de Deloitte por quinta vez. En esta ocasión, el webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2024‑2025, la financiación de proyectos de energías renovables, las perspectivas de las baterías y la hibridación, así como la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras. Durante el webinar, se presentó un análisis de la TIR de las baterías usando distintos escenarios de spread de precios, que muestra cómo las baterías comienzan a ser rentables con la bajada de sus precios. Esto representa un punto de inflexión en el desarrollo de las renovables, impulsado por la hibridación con baterías.

Por otra parte, el día 14 de noviembre tendrá lugar el próximo webinar de la serie. El ponente invitado será Luis Marquina, Presidente de AEPIBAL, la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético. Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2024‑2025, el contenido del webinar incluirá los proyectos de baterías e hibridación en AleaSoft y las perspectivas de las baterías, la hibridación y el almacenamiento de energía.