Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó en la mayoría de los mercados europeos analizados en AleaSoft durante la semana del 7 de junio en comparación con la semana precedente. El mayor incremento se registró en el mercado español, el cual fue del 24%, seguido por el mercado francés, donde subió un 23%, mientras que en Portugal y Alemania la producción fue un 11% y un 1,0% superior en cada caso. La excepción fue el mercado italiano donde decreció un 4,2%.
Para la semana del 14 de junio, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirá en el mercado de español. Por el contrario se espera que aumente en el mercado alemán y que haya poca variación en el mercado italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En cuanto a la producción eólica, en la segunda semana de junio aumentó un 17% en la península ibérica en comparación con la semana del 31 de mayo, mientras que en el mercado italiano creció un 19%. Sin embargo la producción con esta tecnología cayó un 38% en el mercado francés y un 2,5% en el mercado alemán.
Para la tercera semana de junio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la misma será mayor a la registrada la semana anterior en los mercados de Alemania y Francia, mientras que en el resto de los mercados se espera que baje.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
El incremento de las temperaturas medias, unido al efecto de los festivos de algunos países durante la semana del 31 de mayo, favoreció la subida de la demanda eléctrica en la mayoría de mercados europeos durante la semana del 7 de junio. La influencia de estos dos factores se hizo latente principalmente en el mercado italiano, donde el ascenso de la demanda fue superior al 12%. Al corregir ambos efectos, el incremento de la demanda en Italia fue del 4,8%. En los mercados de España, Alemania y Portugal se registraron aumentos entre el 3,0% y el 5,0%. Por otro lado, en Bélgica se registró un descenso del 1,8%.
Las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la demanda continuará la tendencia creciente durante la semana del 14 de junio. Para seguir la evolución de la demanda, con datos actualizados diariamente, en AleaSoft están disponibles los observatorios de mercados de energía.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
Durante la semana del 7 de junio los precios promedio de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft presentaron pocas variaciones respecto a la semana anterior. El mayor incremento de precios fue el del mercado IPEX de Italia, del 8,1%, seguido por el del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 4,8%. Por otra parte, el mayor descenso de precios fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 9,9%, seguido por el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 2,5%. El resto de las variaciones porcentuales de precio tuvieron un valor absoluto inferior a la unidad.
En la segunda semana de junio, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 85,08 €/MWh, seguido por los promedios del mercado MIBEL de España y Portugal, de 80,90 €/MWh y 80,81 €/MWh respectivamente. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 43,27 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 63,79 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 77,74 €/MWh del mercado IPEX.
Aunque al analizar el conjunto de la segunda semana de junio no hubo grandes variaciones de precios respecto a los de la semana anterior, los precios diarios de lunes a viernes, en general, fueron mayores a los de la semana anterior. Pero el fin de semana los precios descendieron en casi todos los mercados. El domingo 13 de junio hubo precios diarios inferiores a 30 €/MWh en diversos mercados. Los precios más bajos fueron los de los mercados alemán y Nord Pool, de 19,40 €/MWh y 15,29 €/MWh respectivamente. Además, el sábado 12 y el domingo 13 se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y los Países Bajos. El precio más bajo, de 36,72 €/MWh, se alcanzó el domingo 13 de junio en la hora 15 en todos estos mercados. Sin embargo, en los mercados MIBEL, IPEX y N2EX los precios del fin de semana del 12 de junio fueron superiores a los del fin de semana anterior, con valores que se diferenciaban en más de 40 €/MWh respecto a los de los países vecinos.
En la segunda semana de junio, los precios ascendentes de los derechos de emisión de CO2 y del gas favorecieron el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. Pero el incremento de la producción renovable eólica y solar en la mayor parte del continente europeo durante los últimos días de la semana junto con el descenso de la demanda del fin de semana permitió que los precios descendieran en casi todos los mercados.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que durante la semana del 14 de junio los precios aumentarán en la mayoría de los mercados influenciados por el incremento de la demanda y el descenso de la producción renovable en algunos países, factores que se suman al contexto actual de precios altos del gas y el CO2.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron una subida casi generalizada durante la segunda semana de junio. El mercado NASDAQ de los países nórdicos fue el único en el que bajaron los precios, si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 4 de junio y el 11 de junio. El mercado OMIP de España y Portugal, por otra parte, fue en el que más subieron los precios, con un aumento del 9,2% en ambos países, seguidos de cerca por el mercado EEX de España con una subida del 8,7% respecto al precio de cierre del viernes de la semana anterior. El mercado ICE de los países nórdicos fue el que registró el menor aumento, con un 1,2% de incremento. Mientras tanto, en el resto de mercados las subidas se situaron entre el 3,7% y el 7,9%.
Atendiendo a los futuros de electricidad para el año 2022, durante el mismo período se incrementaron los precios de la gran mayoría de mercados analizados en AleaSoft. Las subidas se situaron entre el 2,7% del mercado ICE de Reino Unido y el 5,9% marcado por el mercado ICE de Bélgica y Países Bajos. Los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos fueron los únicos en los que los precios bajaron, con decrementos del 1,7% y del 2,2% respectivamente.
Brent, combustibles y CO2
Durante la segunda semana de junio, los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2021 en el mercado ICE, todos los días alcanzaron precios superiores a los de los mismos días de la semana anterior. El viernes 11 de junio el precio de cierre fue de 72,69 $/bbl, el cual fue un 1,1% mayor al del viernes anterior y el más alto de los últimos dos años.
La progresiva recuperación de la demanda, favorecida por el avance en la vacunación contra la COVID19, continuó ejerciendo su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la segunda semana de junio. Según el último informe de la Agencia Internacional de la Energía, se espera que los niveles de la demanda superen los previos al inicio de la pandemia a finales de 2022.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2021, durante la segunda semana de junio aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 28,69 €/MWh el jueves 10 de junio. Este precio fue un 12% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, los precios descendieron el viernes. Este día el precio de cierre fue de 27,84 €/MWh, todavía un 7,9% superior al del viernes anterior.
El descenso del flujo de gas desde Noruega hacia el resto de Europa debido a trabajos de mantenimiento favoreció el incremento de los precios del gas en la segunda semana de junio. Durante la semana del 14 de junio se espera un incremento del flujo de gas procedente de Noruega así como un aumento de la producción eólica en Alemania. Esto ejercerá su influencia a la baja sobre los precios del gas, pero los niveles de las reservas de gas siguen bajos.
Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, iniciaron la segunda semana de junio con una tendencia ascendente. El jueves 10 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 53,78 €/t. Este precio fue un 7,0% superior al del jueves anterior y el más alto desde mediados de mayo. El viernes el precio de cierre descendió hasta los 52,67 €/t pero continuó siendo un 5,4% mayor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
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