energías renovables, mercados europeos
En los primeros días de la última semana de julio, los precios del gas y del CO 2 subieron, provocando que la mayoría de los precios de los mercados eléctricos europeos registraran una media semanal superior a la de la semana anterior, tendencia favorecida también en algunos casos por la caída de la energía solar o eólica en la producción de energía. El día 28, España registró el segundo mayor valor de producción de energía fotovoltaica hasta el momento. La demanda cayó en la mayoría de los mercados. El Brent registró el precio más alto desde mediados de abril.
03 agosto 2023.- En la semana del 24 de julio, la producción solar fotovoltaica alcanzó el segundo valor diario más alto del mercado español, con 156 GWh generados el viernes 28 de julio, tras el récord del 14 de julio, cuando se generaron 159 GWh con esta tecnología en España peninsular . Además, la producción de energía solar termoeléctrica registrada el 26 de julio en España Peninsular, de 30 GWh, fue la segunda más alta de 2023 hasta la fecha y la más alta de julio de este año, a un solo día para terminar el mes.
Respecto a la semana anterior, la producción solar aumentó únicamente en los mercados español y portugués, con incrementos del 10% y 2,7%, respectivamente. En cambio, en el resto de mercados se observó una caída en la producción de energía solar. El mayor descenso, del 26%, se registró en el mercado alemán y le siguió una caída del 10% en el mercado francés y del 4,3% en el mercado italiano.
Para la semana del 31 de julio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que aumentará en el mercado alemán, se mantendrá similar a la semana anterior en el mercado español y disminuirá en el mercado italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En la última semana de julio, la producción eólica alcanzó los mayores valores diarios desde principios de julio de 2023 en los mercados italiano, portugués y español, con 127 GWh generados el 26 de julio en Italia, así como 49 GWh y 179 GWh generados el 26 de julio. 24 de julio en Portugal y España, respectivamente.
En comparación con la semana anterior, la producción eólica aumentó en todos los mercados analizados excepto en España, donde cayó un 13%. En el resto de mercados, los aumentos oscilaron entre el 20% registrado en Portugal y el 43% observado en Italia.
Para la semana del 31 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en todos los mercados analizados excepto en el mercado portugués.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda de electricidad
En la semana del 24 de julio la demanda eléctrica cayó respecto a la semana anterior en la mayoría de los mercados europeos analizados. La mayor caída de la demanda, del 11%, se registró en el mercado italiano, donde, al mismo tiempo, se registró el mayor descenso de las temperaturas medias en 2,6 °C.
En el resto de mercados, la demanda eléctrica ha descendido entre un 1,1% en el mercado alemán y un 7,1% en el mercado español.
Por el contrario, la demanda aumentó en los mercados portugués y belga. El mayor aumento, del 1,7%, se observó en el mercado portugués, seguido de un aumento del 0,1% en el mercado belga. En este último caso, el incremento se vio favorecido por la recuperación de la demanda tras la celebración del Día Nacional de Bélgica el viernes 21 de julio.
Respecto a la semana anterior, las temperaturas medias aumentaron en los mercados analizados situados más al norte de Europa. El mayor aumento, de 0,8 °C, se registró en Gran Bretaña, seguido de aumentos de 0,5 °C y 0,3 °C en Bélgica y los Países Bajos, respectivamente. La tendencia opuesta se observó en los mercados analizados ubicados hacia el centro y sur de Europa, donde las temperaturas medias descendieron. Excluyendo el mayor descenso observado en Italia, la caída de las temperaturas medias osciló entre 0,4 °C y 1,0 °C en los mercados portugués y español, respectivamente.
Para la semana del 31 de julio, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting , se espera que la demanda eléctrica aumente en la Península Ibérica y Bélgica, mientras que se espera que disminuya en el resto de mercados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 24 de julio los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior, aunque las subidas fueron inferiores al 5%, excepto en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, donde el aumento fue del 33% pero sigue siendo el mercado con los precios más bajos entre los analizados. En el resto de mercados donde subieron los precios, los incrementos oscilaron entre el 1,4% en el mercado MIBEL de España y el 4,6% en el mercado MIBEL de Portugal. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido, con una caída del 5,1%, y el mercado IPEX de Italia, con una caída del 9,8%. En cuanto al mercado EPEX SPOTde Alemania y Holanda, los precios se mantuvieron estables, con ligeras variaciones del 0,6% y 0,8%, respectivamente.
En la cuarta semana de julio, las medias semanales se situaron por debajo de los 95 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado italiano, con el precio medio más alto, de 104,89 €/MWh. En cambio, la media semanal más baja fue la del mercado nórdico, de 31,19 €/MWh. En el resto de mercados analizados, los precios oscilaron entre los 79,08 €/MWh en el mercado holandés y los 93,04 €/MWh en el mercado portugués.
En cuanto a los precios horarios, el domingo 30 de julio se registraron precios negativos en los mercados alemán, belga, británico, francés, holandés y nórdico. Los altos valores de producción de energía eólica y solar en algunos mercados ese día, junto con la menor demanda del domingo, llevaron a estos precios. El precio horario más bajo, de 88,03 €/MWh, se alcanzó de 14:00 a 15:00 horas en el mercado holandés.
Durante la semana del 24 de julio, el incremento del precio medio del gas y de los derechos de emisión de CO 2 se tradujo en mayores precios en los mercados eléctricos europeos. Además, disminuyó la producción eólica en la Península Ibérica y la solar en Alemania, Francia e Italia.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la primera semana de agosto los precios podrían descender en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados, influenciados por descensos en la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados y el aumento de la producción eólica en mercados como Alemania, España e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO 2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Frente Mes en el mercado ICE registraron una tendencia alcista durante la cuarta semana de julio. El lunes 24 de julio se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 82,74 $/bbl, que ya era un 5,4% superior al del lunes anterior. En la mayor parte de las siguientes sesiones de la semana, los precios de cierre aumentaron. En consecuencia, el viernes 28 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 84,99 $/bbl. Este precio fue un 4,8% superior al del viernes anterior y el más alto desde el 14 de abril.
En la cuarta semana de julio, las expectativas de mejora económica y el aumento de la demanda influyeron al alza en los precios. A estas expectativas contribuyeron las medidas para impulsar la economía china, así como los datos económicos positivos de Estados Unidos y algunos países europeos. Por otra parte, los cortes de suministro previstos para los próximos meses también favorecieron la subida de los precios de los futuros del petróleo Brent en la última semana de julio.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de Frente, en la cuarta semana de julio continuaron la tendencia alcista de la semana anterior hasta alcanzar el precio de cierre máximo semanal, de 32,65 €/MWh, el martes 25 de julio. Este precio fue un 21% superior al del martes anterior. Pero, posteriormente, los precios cayeron. En consecuencia, el viernes 28 de julio se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 25,84 €/MWh. Este precio fue un 10% inferior al del viernes anterior.
En la cuarta semana de julio, las altas temperaturas registradas en el sur de Europa favorecieron el aumento de la demanda de generación eléctrica por necesidades de refrigeración, contribuyendo al incremento de los precios. Pero la abundante oferta y los altos niveles de existencias europeas permitieron que los precios cayeran al final de la semana. Los pronósticos de temperaturas más bajas y aumentos en la producción de energía eólica también contribuyeron a las caídas de precios. Sin embargo, la competencia de los mercados asiáticos por el gas natural licuado podría provocar aumentos de precios. Además, en las próximas semanas, los trabajos de mantenimiento planificados en Rusia y Noruega también podrían reducir los suministros y tener una influencia alcista en los precios.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO 2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2023, casi todos los días de la cuarta semana de julio se mantuvieron por encima de los 90 €/t. El precio de cierre máximo semanal, de 91,93 €/t, se alcanzó el martes 25 de julio. Este precio fue un 5,2% superior al del martes anterior y el más alto desde el 20 de junio. Por su parte, el viernes 28 de julio, el precio de cierre semanal se registró un precio mínimo de cierre, de 88,68 €/t, que fue un 3,0% inferior al del viernes anterior.
En la cuarta semana de julio, el aumento de la demanda por las altas temperaturas y una menor oferta en las subastas de agosto favorecieron precios por encima de los 90 €/t. Pero el comportamiento de la demanda permitió el descenso de los precios el viernes.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ICE y EEX.
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