Por AleaSoft Energy Forecasting
Las altas temperaturas registradas durante la tercera semana de julio provocaron récords de demanda de 2023 en España e Italia el día 19 y aumentos en otros mercados. En Francia, la producción fotovoltaica semanal fue la más alta de la historia, pero en la mayoría de mercados la producción solar y eólica bajó. Todos estos factores, unidos al aumento de los precios del CO2, favorecieron que los precios de los mercados eléctricos se situaran por encima de los de la semana anterior en la mayoría de mercados.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la tercera semana de julio, la solar fotovoltaica batió récord histórico de producción semanal en el mercado francés, de 650 GWh. Al comparar este valor respecto a la producción de la semana precedente, el incremento fue del 4,7%.
En el resto de los mercados analizados la producción solar bajó, siendo el mercado italiano el de menor descenso, de un 0,8%. En los mercados de España y Portugal, las caídas fueron del 4,3% y 5,8% respectivamente. El mayor descenso se registró en el mercado alemán, el cual fue de un 10%.
Para la semana del 24 de julio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que aumentará en el mercado español, mientras que, en los mercados de Alemania e Italia se prevé que disminuya.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En la semana del 17 de julio, la producción eólica aumentó en los mercados de Italia y España respecto a la semana precedente. El mercado italiano fue el de mayor incremento, de un 40%, mientras que en el mercado español la subida fue de un 4,9%.
Por otra parte, en los mercados de Alemania, Francia y Portugal la producción eólica disminuyó para el mismo período analizado. La mayor bajada se registró en los mercados de Alemania y Francia, la cual fue de un 19% en ambos casos. En el mercado portugués, a pesar de que la producción con esta tecnología fue un 11% más baja que la semana anterior, el jueves 20 de julio se registró la mayor producción diaria en lo que va de julio, de 45 GWh.
Para la última semana de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados de Italia, Alemania y Francia. Por otra parte, para los mercados de España y Portugal se prevén descensos en la producción con esta tecnología.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 17 de julio, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los mercados europeos analizados con respecto a la semana que la antecedió. El mayor incremento, del 6,6%, se registró en el mercado italiano, donde, además, el miércoles 19 de julio se alcanzó la demanda más alta desde finales de julio de 2015, de 1179 GWh. Ese día, en Italia se registró la segunda temperatura más alta de 2023 hasta la fecha, después de la registrada el día anterior, el martes 18 de julio.
El segundo mercado con mayor incremento de la demanda fue el neerlandés, con una subida de un 6,3%. En los mercados de España, Francia y Gran Bretaña las subidas estuvieron entre el 0,4% del mercado español y el 2,9% del británico. En el caso de España, la demanda del miércoles 19 de julio, de 787 GWh, fue la más alta registrada al menos desde finales de enero de 2021, coincidiendo con que ese día se registró la temperatura media más alta del año en España peninsular hasta ahora.
Aunque en el conjunto de la semana en algunos de estos mercados las temperaturas medias descendieron con respecto a la semana anterior, las altas temperaturas registradas durante varios días de la semana favorecieron el aumento de la demanda. En el caso de Francia, el aumento de la demanda también estuvo relacionado con la recuperación de la laboralidad tras el festivo de la semana precedente, del viernes 14 de julio, Día Nacional de Francia.
Por otra parte, en los mercados de Bélgica, Alemania y Portugal la demanda disminuyó durante el período analizado. El mayor descenso se registró en el mercado belga, el cual fue del 6,1%. En el mercado alemán y en el mercado portugués la bajada de la demanda fue de un 3,2% y un 2,0%, respectivamente.
Para la última semana de julio, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la misma baje en la mayoría de los principales mercados europeos analizados, siendo la excepción los mercados de Portugal, Países Bajos y Gran Bretaña.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 17 de julio, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con una caída del 40%, y el mercado MIBEL de España y Portugal, con una ligera tendencia a la baja que dio lugar a descensos del 1,6% y el 2,1%, respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 18%. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 2,0% del mercado IPEX de Italia y el 9,2% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En la tercera semana de julio, los promedios semanales fueron inferiores a 90 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado italiano, con el precio promedio más elevado, de 116,31 €/MWh. Por otra parte, el menor promedio semanal fue el del mercado nórdico, de 23,49 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 78,37 €/MWh del mercado belga y los 89,00 €/MWh del mercado británico.
Por lo que respecta a los precios horarios, el domingo 23 de julio, de 14:00 a 17:00, se registró un precio de 0,00 €/MWh en el mercado español. Esto también ocurrió ese día en el mercado portugués, de 16:00 a 17:00, y en el mercado nórdico, el día 17 de julio, de 14:00 a 15:00. En el caso de los mercados belga y neerlandés, el lunes 17 de julio se registraron precios horarios negativos. El domingo 23 de julio, los precios negativos se registraron en los mercados alemán, belga, francés y neerlandés, influenciados por una producción renovable eólica y solar elevada, especialmente en Alemania, combinada con el descenso de la demanda del fin de semana. El precio horario más bajo, de ‑52,65 €/MWh, se alcanzó el lunes 17 de julio, de 12:00 a 13:00, en el mercado neerlandés. Por otra parte, el miércoles 19 de julio, de 19:00 a 20:00, se alcanzó un precio de 205,00 €/MWh en el mercado italiano, el más alto de este mercado desde el mes de abril.
Durante la semana del 17 de julio, el aumento de la demanda, la caída de la producción eólica y solar en la mayoría de los mercados europeos analizados y el aumento de los precios de los derechos de emisión de CO2 propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, aunque el precio promedio del gas fue menor al de la semana anterior, durante la semana los precios registraron una tendencia creciente.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de julio los precios podrían disminuir en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por descensos de la demanda eléctrica en algunos mercados e incrementos de la producción eólica en mercados como el alemán, el francés y el italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, el lunes 17 de julio registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 78,50 $/bbl, el cual fue un 1,0% mayor al del lunes anterior. En las siguientes sesiones de la tercera semana de julio, los precios de cierre fueron mayores, pero se mantuvieron por debajo de 80 $/bbl. Sin embargo, el viernes 21 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 81,07 $/bbl. Este precio fue un 1,5% mayor al del viernes anterior.
En la tercera semana de julio, las expectativas de niveles de suministro menores en los próximos meses ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. El incremento de las tensiones entre Rusia y Ucrania y el anuncio de medidas para favorecer el desarrollo de la economía china también contribuyeron a los aumentos de precios. Por otra parte, en la cuarta semana de julio, las posibles subidas de tipos de interés en Estados Unidos y en la Unión Europea podrían ejercer su influencia a la baja sobre los precios.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 17 de julio continuaron la tendencia descendente de la semana anterior y se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 25,10 €/MWh. Este precio fue un 17% menor al del lunes anterior y el más bajo desde el 6 de junio. Pero en la mayoría de las sesiones de la tercera semana de julio se registraron aumentos de precios. Como consecuencia, el viernes 21 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 28,85 €/MWh. Este precio fue un 11% mayor al del viernes anterior. Sin embargo, el promedio de la tercera semana de julio todavía fue un 1,8% menor al de la semana anterior.
El incremento de la demanda para la producción de electricidad, debido a las altas temperaturas y al descenso de la producción eólica, ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF en la tercera semana de julio. Sin embargo, los niveles de las reservas europeas son elevados y el suministro de gas desde Noruega aumentó tras la finalización de las labores de mantenimiento.
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 2023, el lunes 17 de julio se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 86,49 €/t, que fue un 0,2% mayor al del lunes anterior. En la tercera semana de julio, los precios de estos futuros registraron una tendencia ascendente. Como consecuencia, el viernes 21 de julio, se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 91,43 €/t. Este precio fue un 6,3% mayor al del viernes anterior y el más alto desde la cuarta semana de junio. Las expectativas de una menor oferta en las subastas del mes de agosto ejercieron su influencia al alza sobre los precios en la tercera semana de julio.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
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