En la segunda semana de septiembre se observó una tendencia general de encarecimiento en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Aunque en muchos casos los precios medios semanales se mantuvieron por debajo de los 75 €/MWh, hubo jornadas con valores claramente superiores a los 100 €/MWh. Alemania fue el caso más destacado: el 9 de septiembre alcanzó un precio medio diario de 142,45 €/MWh, el más alto desde febrero, y el día 8 llegó a registrar 413,66 €/MWh en una hora.
El aumento de la demanda, junto con la subida del gas y de las emisiones de CO2, fue el motor de este repunte. En paralelo, España y Portugal anotaron cifras récord de producción fotovoltaica para este mes.
Producción solar fotovoltaica y generación eólica
La energía solar fotovoltaica tuvo un comportamiento dispar según el mercado. En la Península Ibérica se registraron alzas: Portugal logró crecer un 13% tras varias semanas de descensos, mientras que España sumó un 2,3%, confirmando una evolución positiva por segunda semana consecutiva. Además, ambos países batieron récords históricos para un mes de septiembre: Portugal el martes 9 con 25 GWh y España el viernes 12 con 193 GWh.
En contraste, los principales mercados del centro y sur de Europa sufrieron descensos. Alemania e Italia redujeron su producción solar un 19%, mientras que Francia lo hizo un 18%. El caso alemán es llamativo, con cuatro semanas seguidas de retrocesos.
Las proyecciones de AleaSoft indican que en la tercera semana de septiembre la generación solar aumentará en Alemania, Italia y España, corrigiendo parcialmente la tendencia negativa en algunos mercados.
En cuanto a la eólica, predominó el signo positivo. Portugal incrementó su producción un 14%, Alemania un 12% y en Italia el aumento fue más moderado, del 4,7%. Sin embargo, Francia y España redujeron su aportación, en un 11% y 25% respectivamente, rompiendo con la trayectoria creciente que venían mostrando semanas atrás.
Para la semana del 15 de septiembre se espera que Alemania continúe con subidas, mientras que Francia, Italia, España y Portugal registren caídas en la generación eólica.
Evolución de la demanda eléctrica
La demanda eléctrica también reflejó diferencias entre los países europeos. Italia lideró el crecimiento con un 4,1%, hilando cuatro semanas consecutivas de aumentos. En Alemania, Francia y Portugal las subidas fueron menores, entre un 0,2% y un 0,8%, aunque suficientes para confirmar una tendencia positiva.
Por otro lado, España, Reino Unido y Bélgica redujeron su consumo respecto a la semana anterior. En España la caída fue leve, del 0,4%, pero suficiente para consolidar dos semanas a la baja. Reino Unido retrocedió un 1,1%, mientras que Bélgica cayó un 1,4%, rompiendo una racha de seis semanas consecutivas de crecimiento.
En general, las temperaturas descendieron en casi todos los países. Gran Bretaña fue el mercado con mayor enfriamiento (-2,4 °C), mientras que en Portugal (-0,1 °C) y España (-0,4 °C) apenas hubo cambios. Francia, Alemania y Bélgica registraron caídas intermedias, entre 1,3 °C y 1,7 °C. Italia mantuvo valores muy similares a los de la semana previa.
De cara a la tercera semana de septiembre, las previsiones sugieren que el consumo eléctrico crecerá en Reino Unido, Francia y España, mientras que descenderá en Italia, Portugal, Alemania y Bélgica.
Comportamiento de los mercados eléctricos europeos
Los precios semanales subieron en la mayoría de los mercados, con excepción de Reino Unido y Francia, donde cayeron un 3,8% y un 8,5% respectivamente. Italia y los países nórdicos tuvieron subidas más contenidas, del 4,4%, mientras que en la península ibérica se registraron los mayores incrementos, superiores al 35%. En el resto, las variaciones oscilaron entre el 9,5% de Alemania y el 19% de Países Bajos.
Pese a estas alzas, la mayor parte de los promedios semanales permanecieron por debajo de los 75 €/MWh. Solo Alemania, Italia y Países Bajos superaron ese umbral, con valores de 92,99 €/MWh, 111,16 €/MWh y 85,92 €/MWh respectivamente. Francia se mantuvo como el mercado con los precios más bajos, con un promedio semanal de 26,36 €/MWh.
El análisis diario mostró contrastes notables. Francia llegó a marcar apenas 9,69 €/MWh el sábado 13, y el lunes 15 el precio cayó hasta 3,38 €/MWh, su nivel más bajo desde junio. Ese mismo día, Bélgica, Reino Unido y Países Bajos también alcanzaron mínimos que no se veían desde mayo, mientras que Alemania registró su precio más reducido desde enero.
No obstante, también hubo máximos importantes: Alemania llegó a 142,45 €/MWh de promedio el 9 de septiembre, y superó los 400 €/MWh en una hora del día 8, su registro horario más alto desde julio.
Las causas principales de esta escalada fueron el aumento de la demanda, el encarecimiento del gas y del CO2, la caída de la generación solar en algunos mercados y la reducción de la eólica en la península ibérica.
Según las previsiones de AleaSoft, en la tercera semana de septiembre se espera un descenso generalizado de los precios, favorecido por mayor producción renovable y una menor demanda en ciertos países.
Mercado de petróleo, gas y derechos de CO2
El petróleo Brent mostró un comportamiento oscilante. El 8 de septiembre se registró el mínimo de la semana, 66,02 $/bbl, tras lo cual encadenó subidas hasta alcanzar los 67,49 $/bbl el día 10. En las sesiones posteriores el precio volvió a estabilizarse, cerrando el viernes 12 en 66,99 $/bbl, un 2,3% más que el viernes previo. Las tensiones geopolíticas aportaron presión alcista, aunque la debilidad de la demanda y el incremento planificado de producción por parte de la OPEP+ limitaron las subidas.
En el mercado de gas, los futuros TTF comenzaron la semana en 33,06 €/MWh, un 3,4% más que la semana anterior. Alcanzaron el máximo semanal el 10 de septiembre con 33,12 €/MWh, y tocaron fondo el día 11 con 32,32 €/MWh. El viernes 12 cerraron en 32,66 €/MWh, lo que supone un aumento del 2,2% respecto a la semana previa. Los precios se vieron influidos por las tensiones internacionales, aunque se mantuvieron contenidos gracias al elevado nivel de reservas europeas y al final de los mantenimientos en Noruega.
Los futuros de los derechos de emisión de CO2 mantuvieron un nivel alto durante la semana, por encima de los 75 €/t. El día 8 marcaron el máximo semanal con 77,16 €/t, su mayor valor desde febrero. El mínimo llegó el 11 con 75,55 €/t. El viernes 12 cerraron en 75,78 €/t, un 0,3% por debajo de la semana anterior.
Perspectivas de AleaSoft: energía, almacenamiento y autoconsumo
El jueves 18 de septiembre se celebrará el webinar número 58 de AleaSoft Energy Forecasting. El encuentro analizará la evolución de los mercados energéticos europeos y dedicará un apartado especial al papel del almacenamiento con baterías y al autoconsumo como pilares del futuro energético. Además, se expondrán los servicios que ofrece AleaSoft para mejorar la gestión, planificación y estrategia de las comercializadoras.
Entre los ponentes invitados estarán Xavier Cugat (BESS Technical Director en Seraphim), Francisco Valverde (consultor independiente especializado en renovables) y Alejandro Diego Rosell (consultor y divulgador energético, Director de Estudios en World Wide Recruitment y profesor en EOI).
