AleaSoft: Los precios de los mercados europeos subieron por menos eólica y subida del gas

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 23 de diciembre, la producción solar fotovoltaica aumentó en comparación con la semana anterior en los principales mercados eléctricos europeos, continuando la tendencia alcista de la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor aumento, del 63%, seguido del mercado portugués, con un aumento del 23%. En los mercados español, italiano y francés la producción solar fotovoltaica aumentó un 13%, 14% y 19%, respectivamente. En el caso de España, la tendencia alcista continuó por sexta semana consecutiva.

El 29 de diciembre, el mercado italiano alcanzó un récord histórico de producción fotovoltaica para un día de diciembre, con una generación de 53 GWh, superando el anterior récord del 21 de diciembre, cuando se generaron 47 GWh con esta tecnología.

En la semana del 30 de diciembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar aumentará en Alemania e Italia y descenderá en España.

En la semana del 23 de diciembre, la producción eólica cayó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados francés y alemán registraron la mayor caída, del 71% en cada caso. Los mercados español y portugués experimentaron caídas del 36% y 39%, respectivamente. La excepción a la tendencia a la baja fue el mercado italiano, donde la producción eólica aumentó por segunda semana consecutiva, esta vez un 47%.

El lunes 23 de diciembre el mercado italiano alcanzó un récord histórico de producción eólica, con una generación de 182 GWh.

En la semana del 30 de diciembre, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia a la baja se revertirá en Alemania y Francia, mientras que en Italia, Portugal y España la producción eólica disminuirá.

Demanda eléctrica
En la semana del 23 de diciembre, la demanda eléctrica disminuyó en comparación con la semana anterior en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos por segunda semana consecutiva. Las caídas de la demanda están asociadas al descenso de la actividad laboral por las fiestas navideñas. El mercado italiano registró la mayor caída, del 20%, en este caso por tercera semana consecutiva. Los mercados alemán e ibérico también experimentaron caídas de dos dígitos, del 16% en Alemania y del 14% tanto en España como en Portugal. En el resto de los principales mercados europeos, la demanda cayó entre un 3,1% en Francia y un 9,8% en Bélgica. La excepción fue el mercado neerlandés, donde la demanda aumentó un 7,1%, invirtiendo la tendencia a la baja de la semana anterior.

Durante la última semana de 2024, las temperaturas medias bajaron en comparación con la semana anterior en todos los mercados analizados. Los descensos oscilaron entre 0,3°C en Italia y 5,2°C en Alemania.

Para la semana del 30 de diciembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting,la demanda aumentará en comparación con la semana anterior en los mercados alemán, francés, italiano, español, belga, neerlandés y británico, mientras que en Portugal continuará disminuyendo.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 23 de diciembre, los precios aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, impulsados por la disminución de la generación eólica en gran parte de Europa y por el aumento de los precios del gas y CO2.

El mercado EPEX SPOT de Alemania registró el mayor incremento de precios, con una subida del precio promedio semanal del 99% respecto a la semana anterior. Los mercados EPEX SPOT de los Países Bajos, Francia y Bélgica y el mercado N2EX de Reino Unido tuvieron aumentos del 74%, 72%, 69% y 63%, respectivamente.

Los mercados situados hacia el sur de Europa tuvieron los menores incrementos. El mercado IPEX de Italia registró el menor aumento, del 0,9%, mientras que el mercado MIBEL de Portugal y España, mostró subidas del 8,4% y 9,0% en cada caso.

La excepción a las subidas de precios fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, que registró un descenso del 16% en comparación con la semana anterior.

Durante la cuarta semana de diciembre, el precio promedio en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos superó los 100 €/MWh. El mercado italiano alcanzó un promedio semanal de 121,55 €/MWh, seguido del mercado de Reino Unido, con un precio promedio de 110,99 €/MWh, y los mercados de España y Portugal, con un precio de 108,31 €/MWh. El mercado nórdico registró el precio promedio semanal más bajo, de 19,71 €/MWh.

Entre el viernes 27 y el domingo 29 de diciembre, se registraron los precios diarios más elevados de la semana en los mercados europeos. El día 27, el mercado de Reino Unido alcanzó un precio de 129,32 €/MWh. Los mercados EPEX SPOT registraron sus precios diarios más altos el sábado 28, en torno a los 121 €/MWh. Por último, el domingo 29, el mercado italiano alcanzó un promedio diario de 143,60 €/MWh, seguido por el mercado ibérico, con 136,15 €/MWh.

Para la primera semana del 2025, las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican un descenso de los precios en los mercados EPEX SPOT y en el mercado N2EX debido a una recuperación de la producción eólica. Sin embargo, en el mercado ibérico e italiano se prevé que los precios continúen aumentando, a consecuencia de una menor producción eólica.

Brent, combustibles y CO2
En la semana del 23 de diciembre, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron una tendencia al alza, cerrando el viernes 27 de diciembre en $74,17 por barril, un valor un 1,7% superior al último precio de cierre de la semana precedente.

La reducción de las reservas de petróleo de Estados Unidos, superior a la que se esperaba, favoreció el incremento de los precios durante la cuarta semana de diciembre. Para el 2025 se espera que el mercado esté influenciado por las tensiones geopolíticas y la guerra comercial entre Estados Unidos y China. La llegada del presidente Donald Trump añade incertidumbre sobre si se endurecerán las sanciones contra Irán. Por otra parte, la Agencia Internacional de la Energía proyecta un superávit en el mercado de petróleo para el año 2025, impulsado por la expansión de la producción en países como Estados Unidos y Brasil, mientras que la transición de China hacia la movilidad eléctrica está desacelerando su demanda de crudo.

Por su lado, los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month continuaron con la tendencia al alza de la semana anterior y cerraron el viernes 27 de diciembre en 47,73 €/MWh, un 8,2% más alto que el último precio de la semana anterior.

El posible cese del tránsito de gas natural desde Rusia a Europa a través de Ucrania, al acabarse el 1 de enero el acuerdo entre ambos países y la disminución de las reservas de gas de la Unión Europea, que con la llegada del invierno ya se sitúan por debajo del 74% según datos de GIE, Gas Infrastructure Europe, continuaron presionando al alza los precios del gas.

Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2025 continuaron subiendo durante la cuarta semana de diciembre, tras el cambio de tendencia a mediados de la semana precedente. El viernes 27 de diciembre cerraron en 71,57 € por tonelada, un 4,9% por encima del último precio de la semana anterior, siguiendo el mismo comportamiento de los precios del gas.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para las baterías y la hibridación
La división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting ofrece previsiones e informes para proyectos de almacenamiento de energía, incluyendo proyectos stand‑alone y sistemas híbridos como energía eólica y baterías, energía solar fotovoltaica y baterías, combinaciones de energía eólica, solar fotovoltaica y baterías, así como otros sistemas híbridos que integran hidráulica, cogeneración o consumo. Los servicios de AleaStorage abarcan el cálculo de ingresos, la optimización, la gestión y el dimensionamiento de sistemas de almacenamiento de energía, adaptándose a las necesidades específicas de cada proyecto. Estos servicios son esenciales para evaluar la rentabilidad de los proyectos, para la obtención de financiación y para estructurar PPA con perfiles de energía más cercanos a un perfil baseload.