España y Portugal marcan su precio eléctrico diario más alto desde diciembre de 2022 por la caída de la solar y el gas al alza
La semana del 28 de septiembre dejó un hito en el mercado eléctrico ibérico: España y Portugal registraron su precio diario más alto desde diciembre de 2022, con 198,05 €/MWh y 198,10 €/MWh respectivamente, según el análisis semanal de AleaSoft Energy Forecasting. El repunte, del 15% en el promedio semanal español, estuvo impulsado por el desplome de la producción solar fotovoltaica y por unos futuros del gas TTF al alza, condicionados por las bajas reservas europeas y la tensión en el estrecho de Ormuz.
La fotovoltaica cae con fuerza y los precios responden
La producción solar fotovoltaica se desplomó en la mayoría de los grandes mercados europeos durante la semana del 28 de septiembre en comparación con la anterior. España y Francia registraron los mayores descensos, del 34% en ambos casos. Portugal sufrió una caída del 24%, encadenando su tercera semana consecutiva de descensos, mientras que Alemania vio reducida su generación solar un 19%. Italia fue la excepción, con un descenso testimonial del 0,7%. Esta contracción revirtió los aumentos registrados la semana previa en Alemania, Francia, España e Italia.
El efecto sobre los precios fue inmediato. El mercado español promedió 165,90 €/MWh en el conjunto de la semana, un 15% más que los siete días anteriores, mientras que el portugués subió un 14%. El lunes 28 de septiembre, ambos mercados tocaron su máximo diario: 198,05 €/MWh en España y 198,10 €/MWh en Portugal, el nivel más elevado desde el 6 de diciembre de 2022. El descenso de la generación solar fue, según el análisis de AleaSoft, el principal factor que favoreció la subida de los precios en todos los mercados analizados.
Paradójicamente, la semana también dejó récords de producción fotovoltaica. Portugal alcanzó su máximo histórico para un día de octubre el 1 de octubre, con 26 GWh, e Italia hizo lo propio el 4 de octubre con 123 GWh. Ese mismo día, Alemania generó 256 GWh, su segundo mejor registro para un mes de octubre. La caída semanal responde, por tanto, a la comparativa con una semana anterior excepcionalmente soleada, no a una pérdida estructural de capacidad: las previsiones de AleaSoft apuntan a una recuperación de la producción solar en Alemania, España e Italia para la semana del 5 de octubre.
Eólica: récord en Portugal, calderón en Alemania e Italia
La producción eólica evolucionó de forma desigual. Portugal registró el mayor incremento semanal, del 108%, seguido de España, con un 55%, y Francia, con un 50%. Los tres mercados volvieron a terreno positivo tras los descensos de la semana anterior. El dato destacado lo puso Portugal el 29 de septiembre, cuando alcanzó un récord de producción eólica para un día de septiembre, con 90 GWh generados.
En el lado opuesto, Italia sufrió el mayor desplome, del 69%, después del fuerte aumento de la semana previa. Alemania también cayó, un 20%, encadenando su segunda semana consecutiva de descensos. Esta debilidad germana contribuyó al encarecimiento de su mercado, que subió un 14% en el promedio semanal, hasta situarse en niveles cercanos a los 177 €/MWh.
Las previsiones para la semana del 5 de octubre apuntan a un nuevo repunte de la eólica en Alemania, Italia y Francia, mientras que Portugal y España verían reducirse su producción. Ese freno previsto en la generación eólica ibérica, unido a la senda de los precios del gas, explica que AleaSoft espere que los precios suban en los mercados español y portugués la próxima semana, en contraste con la mayoría de mercados europeos, donde tenderían a la baja.
Gas TTF y reservas europeas: la presión geopolítica se refleja en el pool
El mercado de gas mantuvo la tensión durante toda la semana. Los futuros del TTF para el Front-Month en el mercado ICE cerraron el lunes 28 de septiembre en 73,44 €/MWh, un 1,9% por encima del viernes anterior. Tras un mínimo semanal de 69,81 €/MWh el martes 29 de septiembre, el precio remontó hasta los 74,76 €/MWh el viernes 2 de octubre.
El análisis de AleaSoft señala dos factores de presión: las reservas de gas de la Unión Europea, que a principios de octubre se situaban en torno al 71% de su capacidad, por debajo de la media de los últimos cinco años para estas fechas; y la tensión en el estrecho de Ormuz, que sigue limitando los envíos de GNL desde Oriente Medio hacia Europa. En el plano geopolítico, el rechazo del presidente de Estados Unidos a una propuesta de paz iraní impulsó los precios al inicio de la semana, mientras que el estancamiento de las conversaciones entre ambos países mantuvo la incertidumbre.
El barril de Brent también reflejó esta dinámica. Alcanzó su máximo semanal el lunes 28 de septiembre, con un cierre de 105,28 $/bbl, para después descender hasta los 102,25 $/bbl del viernes 2 de octubre, lastrado por la reanudación del oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí y el aumento de los inventarios de crudo en Estados Unidos. En cuanto a los derechos de emisión de CO2, el contrato de referencia de diciembre de 2026 en el EEX cerró la semana en 84,40 €/t, su nivel más bajo desde el 5 de septiembre.
Un mercado europeo a dos velocidades
El comportamiento de los precios semanales dibujó un mapa europeo claramente dividido. Mientras los mercados del sur y del oeste subieron con fuerza, el nórdico, el británico y el italiano cerraron la semana a la baja. Italia registró el mayor promedio semanal, con 201,10 €/MWh, y llegó a mantener sus precios diarios por encima de 200 €/MWh de lunes a viernes. En el extremo opuesto, el mercado nórdico promedió 101,57 €/MWh, con un mínimo semanal de 74,29 €/MWh.
España se situó, con sus 165,90 €/MWh, en la zona media-baja del rango europeo, por debajo de Bélgica (182,40 €/MWh), Alemania (177,10 €/MWh) o Francia (173,30 €/MWh). La demanda agregada no explica esta escalada: en España cayó un 1,1% y encadenó su cuarta semana consecutiva de descensos. Fue, sobre todo, un problema de oferta renovable y de coste del gas.
De cara a la semana del 5 de octubre, AleaSoft prevé que los precios bajen en la mayoría de los mercados europeos, pero suban en España, Portugal e Italia. La evolución del TTF y la recuperación prevista de la producción solar en la península ibérica serán las variables a vigilar para confirmar si la presión alcista se mantiene o si, como apuntan las previsiones de generación, el mercado recupera cierta relajación.
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