Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 8 de julio, la producción solar aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mayor incremento se registró en el mercado alemán, el cual fue del 23%, seguido por las subidas del 16% en el mercado francés y del 12% en el mercado italiano. En la península ibérica, los incrementos fueron del 5,7% en España y del 1,7% en Portugal. En el caso de España, la producción solar incluye a la solar fotovoltaica y la solar termoeléctrica. En el mercado italiano, la generación con energía solar subió por tercera semana consecutiva, mientras que, en Portugal y España, fue la segunda semana consecutiva de incrementos.
Durante la segunda semana de julio, el mercado ibérico batió récords históricos de producción solar fotovoltaica. En España se registró un récord de producción de 208 GWh el viernes 12 de julio, mientras que en Portugal se alcanzó el sábado 13, con 23 GWh. Por otro lado, los mercados de Francia y Alemania registraron la mayor producción solar diaria para un mes de julio. En el mercado francés se alcanzaron los 121 GWh el lunes 8 de julio, mientras que en Alemania ocurrió un día después, el 9 de julio, con una generación de 405 GWh.
Para la tercera semana de julio, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, en el mercado alemán continuará aumentando la producción con energía solar con respecto a la semana anterior. Por otro lado, se prevén descensos en los mercados de España e Italia.
En la segunda semana de julio, la producción eólica disminuyó de manera generalizada en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado francés registró la mayor caída, del 49%, seguido por los descensos del 42% en el mercado alemán y del 33% en el mercado italiano. El mercado español tuvo una bajada del 10%, mientras que el mercado portugués fue el de menor disminución, de un 5,7%.
Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, en la semana del 15 de julio la generación con esta tecnología aumentará en los mercados de Alemania e Italia. Sin embargo, se prevé que continúe descendiendo en los mercados de la península ibérica y Francia.
Demanda eléctrica
En la semana del 15 de julio, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting anticipan un aumento en la demanda eléctrica en los mercados de España, Portugal y Francia en comparación con la semana anterior. Por otro lado, se prevé que la demanda disminuya en los mercados de los Países Bajos, Bélgica, Italia, Alemania y Gran Bretaña.
Mercados eléctricos europeos
En la segunda semana de julio, la demanda eléctrica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 12%, seguido por los aumentos de los mercados de Gran Bretaña y España, del 4,9% y 4,4%, respectivamente. En el mercado francés subió un 2,7% y el mercado portugués tuvo el menor incremento, del 1,2%. En el mercado ibérico de España y Portugal la demanda continuó con la tendencia alcista por cuarta semana consecutiva, mientras que el mercado británico mantiene la misma tendencia por tercera semana. Por otro lado, los mercados de Bélgica, Alemania y los Países Bajos registraron bajadas que oscilaron entre el 0,1% del mercado neerlandés y el 0,6% del mercado belga y. En el caso de los mercados de Alemania y Bélgica, mantuvieron los descensos por segunda semana consecutiva.
Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron de manera generalizada en los mercados analizados con respecto a la primera semana de julio. Los mercados de Alemania e Italia registraron los mayores incrementos, de 3,5 °C y 3,2 °C, respectivamente. En Francia las temperaturas medias aumentaron 2,3 °C. En los mercados de la península ibérica, británico, belga y neerlandés las subidas estuvieron entre el 1,0 °C de Portugal y Gran Bretaña y el 1,8 °C de los Países Bajos.
En la segunda semana de julio, los precios de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. El mercado IPEX de Italia registró el menor incremento, del 7,0%. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia registró la mayor subida porcentual de precios, del 95%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 23% del mercado MIBEL de Portugal y el 64% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.
En la segunda semana de julio, los promedios semanales fueron inferiores a 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado N2EX del Reino Unido y el mercado italiano fueron las excepciones, con promedios de 84,16 €/MWh y 112,83 €/MWh, respectivamente. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró el menor promedio semanal, de 27,79 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 52,39 €/MWh del mercado francés y los 68,97 €/MWh del mercado portugués.
En cuanto a los precios horarios, la mayoría de los mercados europeos analizados registraron precios negativos el domingo, 14 de julio. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano. Los mercados alemán, francés y nórdico también alcanzaron precios negativos el sábado, 13 de julio. Además de los días 13 y 14 de julio, los mercados belga y neerlandés registraron precios horarios negativos el día 10 de julio. Los mercados belga y francés registraron el precio horario más bajo de la segunda semana de julio, de ‑74,02 €/MWh, el domingo, 14 de julio, de 14:00 a 15:00.
Durante la semana del 8 de julio, la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados propiciaron la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos, pese al descenso del precio promedio semanal del gas y el CO2.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de julio, los precios bajarán ligeramente en la mayoría de los mercados eléctricos analizados, influenciados por el descenso de la demanda en la mayoría de estos mercados. En el caso de Italia, el incremento de la producción eólica también ejercerá su influencia a la baja sobre los precios.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, el lunes 8 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 85,75 $/bbl. Este precio fue inferior al de la última sesión de la semana anterior. El martes 9 de julio continuaron los descensos y estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 84,66 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 18 de junio. En el resto de las sesiones de la segunda semana de julio, los precios de cierre fueron mayores, pero se mantuvieron por debajo de 85,50 $/bbl. El viernes, 12 de julio, el precio de cierre fue de 85,03 $/bbl, un 1,7% menor al del viernes anterior.
En la segunda semana de julio, la preocupación por la demanda en China ejerció su influencia a la baja sobre los precios de estos futuros. Sin embargo, la evolución del conflicto en Oriente Próximo podría ejercer su influencia al alza sobre los precios en la tercera semana de julio, a pesar del fortalecimiento del dólar. En esta semana, los precios de los futuros de petróleo Brent también estarán influenciados por las posibles decisiones para favorecer la economía China.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, en las primeras sesiones de la segunda semana de julio, continuaron la tendencia descendente iniciada al final de la semana anterior. El lunes, 8 de julio, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 32,29 €/MWh. Como consecuencia de los descensos de precios, el 10 de julio, el precio de cierre fue de 30,78 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el precio de cierre mínimo semanal y el más bajo desde el 18 de mayo. Aunque en las últimas sesiones de la semana los precios aumentaron, se mantuvieron por debajo de 32 €/MWh. El viernes, 12 de julio, el precio de cierre fue de 31,72 €/MWh, un 4,1% menor al del viernes anterior.
En la segunda semana de julio, a pesar de la interrupción en las operaciones de la planta exportadora de gas natural licuado de Freeport debido al huracán Beryl, los precios de cierre de los futuros de gas TTF fueron inferiores a los de la semana anterior. Los niveles de la demanda y las elevadas reservas europeas, además de una ligera reducción en la demanda asiática, contribuyeron a este comportamiento.
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, durante la segunda semana de julio, se mantuvieron por debajo de 70 €/t. En las tres primeras sesiones de la semana los precios bajaron. El 10 de julio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 67,96 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde finales de junio. Posteriormente, los precios empezaron a recuperarse. El viernes, 12 de julio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 69,19 €/t, un 1,7% 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 celebraron el webinar número 46 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, el webinar analizó 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. Además, se explicaron las nuevas divisiones de AleaSoft para impulsar las energías renovables y la transición energética. En la mesa de análisis del webinar, participaron ponentes invitados de AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia y CESCE.
