En la tercera semana de diciembre, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior, superando en muchos casos los 85 €/MWh de media. El aumento de la demanda y la subida de precios del gas y del CO₂ impulsaron esta tendencia, en un contexto de mayor producción eólica y menor fotovoltaica. Los futuros del Brent marcaron su precio de cierre más bajo desde febrero de 2021, mientras que los de CO₂ alcanzaron su nivel más alto desde al menos octubre de 2024
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 15 de diciembre, la producción solar fotovoltaica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado italiano experimentó la mayor caída, de un 41%. Le siguieron los mercados francés y español con caídas del 26% y 19%, respectivamente. El mercado portugués experimentó el menor descenso, de un 6,7%. Los mercados español y portugués mantuvieron la tendencia a la baja por cuarta semana consecutiva. El mercado alemán fue la excepción en cuanto a los descensos. En este mercado se mantuvo la tendencia alcista por tercera semana consecutiva y la producción solar aumentó un 30%.
Durante la semana del 22 de diciembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción aumentará en los mercados español e italiano, mientras que se espera un descenso en el mercado alemán.
Durante la tercera semana de diciembre, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado italiano experimentó el mayor incremento, de un 132%, invirtiendo la tendencia bajista de las dos semanas anteriores. Le siguieron los mercados francés y español, con aumentos del 26% y 9,3%, respectivamente. El mercado portugués experimentó el menor incremento, de un 7,9%. El mercado alemán fue la excepción. Después de una semana de tendencia al alza, la producción eólica disminuyó un 12% en este mercado.
En la semana del 22 de diciembre, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en los mercados alemán, francés e italiano. En cambio, la producción eólica disminuirá en el mercado portugués, mientras que en el mercado español se mantendrá en niveles similares a los de la semana anterior.
Demanda eléctrica
En la semana del 15 de diciembre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior, invirtiendo la tendencia a la baja observada la semana previa. La excepción fue el mercado alemán. En este mercado, la demanda bajó por segunda semana consecutiva, en un 3,1%. Por otra parte, los mercados británico y portugués alcanzaron las subidas más pronunciadas, del 4,9% y el 7,0%, respectivamente. En cambio, tras tres semanas de descensos, el mercado francés registró el menor incremento, del 1,2%. En los demás mercados, los aumentos estuvieron entre 1,3% del mercado belga y el 2,7% del mercado español.
En la tercera semana de diciembre, las temperaturas medias fueron más frías que en la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados. Alemania registró el mayor descenso, de 3,4°C, mientras que Francia presentó el menor, de 0,9°C. Gran Bretaña e Italia fueron la excepción, ya que las temperaturas medias aumentaron 0,4°C y 0,9°C en cada caso.
Para la semana del 22 de diciembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda bajará en los principales mercados europeos.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de diciembre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un descenso del 32%. El mercado EPEX SPOT de Alemania registró el menor incremento de precios, del 1,4%, mientras que el mercado N2EX del Reino Unido registró la mayor subida porcentual, del 11%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 2,2% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 9,9% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la semana del 15 de diciembre, los promedios semanales fueron superiores a 85 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado nórdico y el mercado francés, cuyos promedios fueron de 39,60 €/MWh y 69,13 €/MWh, respectivamente. El mercado IPEX de Italia registró el mayor promedio semanal, de 116,90 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 85,11 €/MWh del mercado belga y los 91,35 €/MWh del mercado alemán.
Por lo que respecta a los precios diarios, el viernes 19 de diciembre, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 12,54 €/MWh. Este fue el único mercado analizado que registró precios diarios inferiores a 30 €/MWh durante la tercera semana de diciembre.
Por otra parte, la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en algunas sesiones de la tercera semana de diciembre, excepto los mercados británico, francés y nórdico. En el caso del mercado italiano, los precios diarios superaron los 105 €/MWh durante toda la tercera semana de diciembre. Este mercado alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 121,83 €/MWh, el martes 16 de diciembre.
En la semana del 15 de diciembre, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados, propiciaron el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. En el caso del mercado alemán, además, la producción eólica disminuyó.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de diciembre, los precios bajarán en los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados. Además, la producción eólica subirá en la mayoría de los mercados, mientras que la producción solar aumentará en el mercado italiano y en el mercado MIBEL de España.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 60,56 $/bbl, el lunes 15 de diciembre. Este precio ya fue un 0,9% menor al de la última sesión de la semana anterior. La tendencia descendente continuó hasta el martes 16 de diciembre. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 58,92 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 5 de febrero de 2021. En cambio, el 17 de diciembre los precios empezaron a aumentar. Como consecuencia de las subidas, el viernes 19 de diciembre el precio de cierre fue de 60,47 $/bbl. No obstante, este precio todavía fue un 1,1% menor al del viernes anterior.
La posibilidad de que la finalización de la guerra de Ucrania supusiera un aumento del suministro de petróleo procedente de Rusia en un contexto en el que los niveles globales de suministro ya son elevados ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en las primeras sesiones de la tercera semana de diciembre. Además, los datos económicos de China propiciaron la preocupación por la evolución de la demanda, contribuyendo también al descenso de los precios. Sin embargo, las tensiones entre Estados Unidos y Venezuela, así como los ataques ucranianos a infraestructuras petroleras rusas, contribuyeron a la posterior recuperación de los precios.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el martes 16 de diciembre, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 26,76 €/MWh. Sin embargo, en las últimas tres sesiones de la semana, los precios aumentaron. Como resultado, el viernes 19 de diciembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 28,16 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,7% mayor al del viernes anterior.
En la tercera semana de diciembre, los flujos elevados de gas desde Noruega y el suministro abundante de gas natural licuado continuaron ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF. La posibilidad de que la finalización de la guerra de Ucrania tuviera como consecuencia un levantamiento de sanciones al gas ruso también presionó los precios a la baja. Sin embargo, los pronósticos de temperaturas más bajas y menor producción eólica en enero, así como el cierre de uno de los trenes de licuefacción de la planta de exportación de Freeport el martes, contribuyeron a la recuperación de los precios en las últimas sesiones de la semana.
Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, se mantuvieron por encima de 86 €/t durante la tercera semana de diciembre. El martes 16 de diciembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 87,36 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto al menos desde el 1 de octubre de 2024. Posteriormente, los precios descendieron. El jueves 18 de diciembre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 86,50 €/t. En cambio, el viernes 19 de diciembre el precio de cierre fue ligeramente superior, de 87,05 €/t. Este precio fue un 1,2% mayor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía europeos, el almacenamiento y la demanda
La edición número 62 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting tendrá lugar el jueves 15 de enero. Ponentes de PwC Spain participarán por sexto año consecutivo en el webinar de enero. Este webinar analizará la evolución y las perspectivas a partir de 2026 de los mercados de energía europeos, del almacenamiento de energía y la hibridación, así como el crecimiento de la demanda de electricidad con los Data Centers y la electrificación de la industria. Además, el webinar abordará el estado actual de la regulación en torno a PPA y renovables, así como la evolución de los PPA virtuales y los FPA (Flexibility Purchase Agreements).
