Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 24 de junio, la producción solar aumentó respecto a la semana anterior en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mayor incremento se registró en el mercado francés, del 27%, seguido por la subida del 23% en el mercado alemán. En el mercado italiano el aumento fue del 1,6%. Por otro lado, el mercado ibérico registró descensos en la producción con energía solar. En el caso del mercado portugués, la bajada fue del 14%, mientras que, en el mercado español, que incluye a la solar fotovoltaica y la solar termoeléctrica, fue del 8,4%.
El mercado francés registró la mayor producción solar diaria para un mes de junio el lunes 24 de junio, de 122 GWh. Posteriormente, el martes 25 de junio, el mercado alemán registró un récord histórico de producción al alcanzar una generación de 433 GWh.
Para la semana del 1 de julio, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento de la producción en el mercado español con respecto a la semana anterior, mientras que se prevé un descenso en los mercados de Alemania e Italia.
En la cuarta semana de junio, la producción eólica aumentó en los mercados de Alemania, España e Italia en comparación con la semana anterior. El mayor incremento se alcanzó en el mercado alemán, el cual fue de un 7,6%, seguido por el aumento del 4,9% en el mercado español. El mercado italiano registró una subida del 0,8%. Por otro lado, los mercados de Portugal y Francia continuaron con la tendencia a la baja por segunda semana consecutiva. En esta ocasión, los descensos fueron de un 27% en el mercado portugués y de un 23% en el francés.
Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, en la primera semana de julio la producción con esta tecnología aumentará de manera generalizada en los mercados eléctricos europeos analizados.
Demanda eléctrica
En la última semana de junio, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana anterior. El mercado español registró el mayor incremento, de un 4,0%, seguido por las subidas del 3,6% en el mercado belga y del 1,8% en el mercado francés. En los mercados de Alemania, Portugal y Gran Bretaña la demanda se incrementó en un 0,5%, 0,3% y 0,2%, respectivamente. En el mercado alemán, la tendencia al alza continuó por quinta semana consecutiva, mientras que en los mercados de España, Bélgica, Francia y Portugal se mantuvo por segunda semana. Por otro lado, los Países Bajos e Italia fueron la excepción al descender la demanda en estos mercados. En el mercado neerlandés bajó un 7,5%, mientras que en el mercado italiano bajó un 0,4%.
Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron respecto a la semana anterior en la gran mayoría de los mercados analizados. En los mercados de Francia, Alemania, Bélgica y los Países Bajos, los incrementos estuvieron entre los 2,6 °C en Francia y los 4,1 °C en los Países Bajos. Los mercados de Gran Bretaña, España y Portugal fueron los de menores incrementos, de 1,8 °C, 1,4 °C y 1,0 °C, respectivamente. Por otro lado, el mercado italiano fue la excepción, al disminuir 0,5 °C las temperaturas medias disminuyeron.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, en la primera semana de julio se espera que la demanda eléctrica aumente respecto a la semana anterior en los mercados de los Países Bajos, Italia, Gran Bretaña, Portugal y España. Por otro lado, se prevé que disminuya en Bélgica, Francia y Alemania.
Mercados eléctricos europeos
En la cuarta semana de junio, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado EPEX SPOT de Alemania, con aumentos del 19%, 22% y 64%, respectivamente. El mercado EPEX SPOT de Francia registró la mayor caída porcentual de precios, del 29%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 7,2% del mercado IPEX de Italia y el 20% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.
En la cuarta semana de junio, los promedios semanales fueron inferiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado N2EX del Reino Unido, así como los mercados italiano y alemán, fueron las excepciones, con promedios de 83,98 €/MWh, 101,90 €/MWh y 132,70 €/MWh, respectivamente. El mercado nórdico y el mercado francés registraron los menores promedios semanales, de 27,08 €/MWh y 36,33 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 60,41 €/MWh del mercado belga y los 72,60 €/MWh del mercado portugués.
Por otra parte, el día 25 de junio, el mercado único europeo se desacopló y no se pudieron realizar operaciones de intercambios internacionales de electricidad, lo que afectó a los precios de los mercados europeos del 26 de junio. En el caso del mercado alemán, el 26 de junio, de 6:00 a 7:00, el precio fue de 2325,83 €/MWh. Este precio es el más alto de la historia del mercado alemán.
Durante la semana del 24 de junio, el descenso de los precios semanales del gas y de los derechos de emisión de CO₂ ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la caída de la producción eólica y solar en la península ibérica contribuyó al incremento de los precios del mercado MIBEL. En el caso del mercado alemán, los elevados precios registrados el 26 de junio propiciaron el incremento del promedio semanal.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de julio, los precios volverán a subir en la mayoría de los mercados analizados. Sin embargo, en los mercados alemán, español y portugués se espera que los precios desciendan influenciados por niveles más elevados de producción eólica, y, en el caso de España, también de producción solar.
Brent, combustibles y CO₂
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por encima de 85 $/bbl en la cuarta semana de junio. Tras una caída del 1,2% respecto al día anterior, el martes, 25 de junio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 85,01 $/bbl. En el resto de las sesiones de la semana, los precios aumentaron. El viernes, 28 de junio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 86,41 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,4% mayor al del viernes anterior y el más alto desde principios de mayo.
En la cuarta semana de junio, la preocupación por el suministro debido a la evolución del conflicto en Oriente Próximo propició el incremento de los precios de los futuros de petróleo Brent.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el 24 y el 25 de junio aumentaron. El martes, 25 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 34,85 €/MWh. Sin embargo, el 26 de junio, hubo una caída del 3,0% respecto al día anterior y el precio de cierre fue de 33,82 €/MWh. Este fue el precio de cierre mínimo semanal y el más bajo desde el 8 de junio. El jueves y el viernes los precios se recuperaron. El viernes, 28 de junio, el precio de cierre fue de 34,48 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,6% mayor al del viernes anterior.
A pesar de los posibles problemas de suministro para rellenar las reservas europeas para el próximo invierno, sus niveles continúan elevados. Esto contribuyó a que los precios de los futuros de gas TTF se mantuvieran por debajo de 35 €/MWh en la cuarta semana de junio.
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 2024, en la cuarta semana de junio se mantuvieron por debajo de 68 €/t. El martes, 25 de junio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 67,92 €/t. En cambio, el jueves, 27 de junio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 66,67 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde finales de abril. Tras una subida del 1,2%, el viernes, 28 de junio, el precio de cierre fue de 67,47 €/t, un 1,0% menor al del viernes anterior.
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, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán el webinar número 46 de su serie de webinars mensuales. Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el webinar analizará 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. En esta ocasión, también se explicarán las nuevas divisiones de AleaSoft para impulsar las energías renovables y la transición energética. La mesa de análisis del webinar contará con la participación de ponentes invitados de AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia y CESCE.
