Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 17 de junio, la producción solar aumentó respecto a la semana anterior en el mercado español por segunda semana consecutiva. En esta ocasión, el incremento de la producción, que incluye a la solar fotovoltaica y la solar termoeléctrica, fue del 6,1%. En el caso de la solar fotovoltaica, el mercado español registró un récord histórico de producción diaria el viernes 21 de junio, al alcanzar una generación de 198 GWh.
En el resto de los principales mercados europeos se registraron descensos de producción solar en comparación con la segunda semana de junio. Los mercados de Francia, Italia y Alemania continuaron la tendencia decreciente de la semana precedente, esta vez con bajadas del 14%, 5,9% y 1,2%, respectivamente. En Portugal la producción solar bajó un 12%.
Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 24 de junio, en Alemania y España se espera que la producción aumente con respecto a la de la semana anterior. Sin embargo, se prevé que Italia mantenga la tendencia decreciente de las últimas dos semanas.
En la tercera semana de junio, la producción eólica disminuyó de manera generalizada en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mayores descensos se registraron en Alemania y Francia, con bajadas del 52% y 35% en cada caso. En los mercados de Italia, Portugal y España las caídas fueron del 28%, 22% y 20%, respectivamente. En el mercado español es la tercera semana consecutiva de caídas de la producción eólica.
En la última semana de junio, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en los mercados de Italia y España. Sin embargo, se prevé que continúe descendiendo en los mercados de Francia, Portugal y Alemania.
Demanda eléctrica
En la tercera semana de junio, la demanda eléctrica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana precedente. El mercado italiano registró el mayor incremento, de un 7,8%, seguido por las subidas en los mercados de Bélgica, los Países Bajos y España, de 2,7%, 2,4% y 2,3%, respectivamente. En el mercado francés el aumento fue del 1,1% y en el alemán del 1,0%, manteniendo este último la tendencia al alza por cuarta semana consecutiva. En el mercado portugués la demanda se incrementó en un 0,9%, tras la recuperación de la demanda por los festivos de la semana anterior: el festivo nacional del 10 de junio, Día de Portugal, y el festivo del 13 de junio, Día de San Antonio, celebrado en algunas regiones del país. Por otro lado, el mercado británico fue la excepción, al disminuir la demanda en un 3,6%.
Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados. En los mercados de Países Bajos, Italia, Francia, Gran Bretaña, Bélgica y Alemania, los incrementos estuvieron entre los 2,2 °C en los Países Bajos y los 4,0 °C en Alemania. Los mercados de España y Portugal fueron los de menores incrementos, de 1,2 °C y 0,9 °C, respectivamente.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, en la última semana de junio se espera que la demanda eléctrica aumente respecto a la semana anterior en Gran Bretaña, Francia, España y Portugal. Por otro lado, se prevé que descienda en los mercados de los Países Bajos, Italia, Bélgica y Alemania.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de junio, los precios 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 1,2%. El mercado EPEX SPOT de Francia registró la mayor subida porcentual de precios, del 145%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 10% del mercado N2EX del Reino Unido y el 50% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.
En la semana del 17 de junio, pese a los aumentos de precios, los promedios semanales continuaron por debajo de 100 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado IPEX de Italia fue la excepción, con un promedio de 109,80 €/MWh. El mercado nórdico y el mercado francés registraron los menores promedios semanales, de 33,89 €/MWh y 51,50 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 58,36 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 95,88 €/MWh del mercado británico.
Por lo que respecta a los precios horarios, la mayoría de los mercados europeos analizados registraron precios negativos el domingo, 23 de junio. Las excepciones fueron los mercados británico, italiano y nórdico, que no registraron precios negativos en la tercera semana de junio. Los mercados alemán, belga y neerlandés también registraron precios horarios negativos el sábado, 22 de junio. Por otra parte, los mercados alemán y neerlandés registraron el precio horario más bajo de la tercera semana de junio, de ‑2,21 €/MWh, el domingo de 14:00 a 15:00.
Durante la semana del 17 de junio, la caída de la producción eólica ejerció su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, la demanda aumentó y la producción solar cayó en la mayoría de los mercados analizados.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de junio, los precios continuarán aumentando en mercados como el español, el francés y el portugués, mientras que, en mercados como el británico, el italiano y el neerlandés, los precios descenderán.
Brent, combustibles y CO2
El lunes 17 de junio, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 84,25 $/bbl, el cual fue un 2,0% mayor al de la última sesión de la semana anterior. En el resto de las sesiones de la tercera semana de junio, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 85 $/bbl. El jueves, 20 de junio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 85,71 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde principios de mayo. Tras un descenso del 0,5%, el viernes, 21 de junio, el precio de cierre fue de 85,24 $/bbl, un 3,2% mayor al del viernes anterior.
En la tercera semana de junio, pese a la preocupación por la demanda en China y las tasas de interés elevadas en Estados Unidos, el descenso de las reservas estadounidenses y la preocupación por el suministro debido a los conflictos entre Rusia y Ucrania y en Oriente Medio propiciaron que los precios de los futuros de petróleo Brent fueran mayores a los de las semanas anteriores.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 17 de junio el precio de cierre fue de 34,21 €/MWh, un 3,3% menor al de la última sesión de la semana anterior. Los precios se recuperaron los dos días siguientes. El 19 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 35,34 €/MWh. En las últimas sesiones de la semana los precios volvieron a descender. El viernes, 21 de junio, registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 33,94 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,0% menor al del viernes anterior. En la tercera semana de junio, el promedio de los precios de cierre fue un 1,3% más bajo que el de la semana anterior.
En la tercera semana de junio, pese a las preocupaciones por el suministro, los elevados niveles de las reservas de gas europeas ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF. Al final de la semana, las noticias sobre el reinicio de producción de una planta exportadora de gas natural licuado australiana también contribuyeron a este comportamiento.
En el caso de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2024, iniciaron la tercera semana de junio con descensos de precios. El lunes 17 de junio registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 67,99 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 0,4% menor al del viernes anterior y el más bajo desde finales de abril. Durante la tercera semana de junio, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 70 €/t, excepto el 19 de junio. Ese día, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 70,33 €/t. Posteriormente, los precios volvieron a descender. El viernes, 21 de junio, el precio de cierre fue de 68,13 €/t.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, los PPA y la transición energética
El jueves 11 de julio tendrá lugar el webinar número 46 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, la canibalización de precios, los precios bajos, el apuntamiento de las tecnologías renovables, las perspectivas para la fotovoltaica, las baterías y la hibridación, así como los PPA desde el punto de vista de los grandes consumidores y electrointensivos. El webinar también incluirá la explicación de las nuevas divisiones de AleaSoft para impulsar las energías renovables y la transición energética. En esta ocasión, ponentes invitados de AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia y CESCE participarán en la mesa de análisis del webinar.
