Casi todos los mercados eléctricos europeos registraron horas con precios negativos la pasada semana

En la primera semana de julio, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron en comparación con la semana anterior. En casi todos los mercados se registraron horas con precios negativos en la última parte de la semana. La subida de la producción eólica, así como la disminución de los precios del gas y de la demanda en algunos mercados ayudaron al descenso de los precios. La fotovoltaica batió récord en España el día 3, y en Portugal, Francia e Italia, durante la semana se alcanzó la mayor producción diaria para un mes de julio.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica

En la semana del 1 de julio, la producción solar aumentó respecto a la semana anterior en los mercados de la península ibérica e Italia. El mayor aumento se registró en el mercado portugués, el cual fue de un 42%, seguido por el incremento del 23% en el mercado español. En el caso de España, en el análisis se incluye a la solar fotovoltaica y la solar termoeléctrica. En el mercado italiano la generación aumentó por segunda semana consecutiva, en esta ocasión un 2,6%. Por otro lado, los mercados de Alemania y Francia registraron descensos en la producción solar. En el mercado alemán la caída fue del 28%, mientras que, en el mercado francés fue del 17%.

El mercado español batió el récord histórico de producción solar fotovoltaica el día 3 de julio, con 202 GWh. Los mercados de Portugal, Francia e Italia, en la primera semana de julio registraron la mayor producción solar diaria para un mes de julio. En el mercado portugués se alcanzaron 21 GWh el día 2 de julio, mientras que en Francia e Italia los récords se registraron el viernes 5 de julio, con 115 GWh y 128 GWh, respectivamente.

Para la segunda semana de julio, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento de la producción en los mercados de Alemania e Italia con respecto a la semana anterior, mientras que se prevé que baje en el mercado español.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.

En la primera semana de julio, la producción eólica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán experimentó el mayor incremento, del 120%, seguido por los aumentos del 74% en el mercado francés y del 46% en el mercado portugués. El mercado español registró una subida del 16%, mientras que el mercado italiano fue el de menor crecimiento, de un 8,3%. En los mercados de Alemania, España e Italia es la segunda semana consecutiva con incrementos de la producción eólica.

Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, en la semana del 8 de julio la producción con esta tecnología descenderá de manera generalizada en los mercados eléctricos europeos analizados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.

Demanda eléctrica

Durante la primera semana de julio, las variaciones de la demanda eléctrica con respecto a la semana anterior tuvieron un comportamiento heterogéneo en los principales mercados eléctricos europeos. En los mercados de los Países Bajos, Portugal y España la demanda aumentó. El mercado neerlandés fue el de mayor incremento, del 9,9%. En Portugal y España, donde la demanda aumentó por tercera semana consecutiva, las subidas fueron del 3,4% y 2,1%, respectivamente, coincidiendo con la recuperación de la demanda tras el festivo del 24 de junio, Día de San Juan, que se celebra en algunas regiones de ambos países. En el mercado británico, la demanda se mantuvo similar a la que se registró durante la semana precedente. Por otro lado, en los mercados de Bélgica, Francia, Italia y Alemania la demanda descendió. En este caso, el mercado belga fue el de mayor descenso, del 4,5%, seguido por las bajadas de los mercados francés, del 2,2%, e italiano, del 1,5%. La menor bajada de la demanda fue la del mercado alemán, de un 0,3%.

Durante la semana, las temperaturas medias disminuyeron en la mayoría de los mercados analizados con respecto a la última semana de junio. En los mercados de Bélgica, los Países Bajos y Alemania los descensos estuvieron entre los 4,1 °C en Bélgica y los 4,6 °C en Alemania. En Francia y Gran Bretaña las caídas fueron de 3,3 °C y 3,1 °C, respectivamente, mientras que Italia fue el de menor bajada, de un 0,2 °C. Por otro lado, la península ibérica fue la excepción, al aumentar las temperaturas medias en 0,5 °C en España y 0,2 °C en Portugal.

En la semana del 8 de julio, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda eléctrica aumente respecto a la semana anterior en los mercados de Italia, España, Francia y Gran Bretaña. Por otro lado, se prevé que descienda en los mercados de Bélgica, Alemania, Portugal y los Países Bajos.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos

En la primera semana de julio, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado IPEX de Italia, con un aumento del 3,5%. El mercado EPEX SPOT de Alemania registró la mayor caída porcentual de precios, del 61%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 20% del mercado Nord Pool de los países nórdicos y el 41% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.

En la primera semana de julio, los promedios semanales fueron inferiores a 60 €/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 66,68 €/MWh y 105,50 €/MWh, respectivamente. Por otra parte, el mercado nórdico y el mercado francés registraron los menores promedios semanales, de 21,59 €/MWh y 26,82 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 35,35 €/MWh del mercado belga y los 56,16 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal.

Por lo que respecta a los precios horarios, la mayoría de los mercados europeos analizados registraron precios negativos el sábado, 6 de julio. La excepción fue el italiano, que no registró precios negativos en la primera semana de julio. El mercado británico también alcanzó precios negativos el 4 de julio y el mercado portugués, el 7 de julio. El resto de los mercados analizados registraron precios negativos en esos dos días. Los mercados alemán, belga y neerlandés también registraron precios horarios negativos el día 5 de julio. El mercado neerlandés registró el precio horario más bajo de la primera semana de julio, de ‑149,00 €/MWh, el jueves, 4 de julio, de 14:00 a 15:00. Por otra parte, el sábado, 6 de julio, de 15:00 a 16:00, el mercado belga alcanzó un precio horario de ‑140,00 €/MWh, el más bajo de este mercado desde julio de 2019.

Durante la semana del 1 de julio, el descenso del precio promedio semanal del gas y el incremento de la producción eólica ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, en algunos mercados la demanda eléctrica disminuyó. El aumento de la producción solar en la península ibérica también contribuyó al descenso de los precios del mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de julio, los precios aumentarán en los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en algunos mercados.

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, iniciaron la primera semana de julio con incrementos de precios. Sin embargo, el martes, 2 julio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 86,24 $/bbl. El miércoles y el jueves los precios volvieron a aumentar. Como resultado, el jueves, 4 de julio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 87,43 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 1 de mayo. Tras una caída del 1,0% respecto al día anterior, el viernes, 5 de julio, el precio de cierre fue de 86,54 $/bbl, un 0,2% mayor al del viernes anterior. El promedio semanal de los precios de cierre fue un 1,2% más alto que el de la semana anterior.

En la primera semana de julio, las expectativas de un incremento de la demanda por los viajes durante el verano, los recortes de la OPEP+ y el temor de los efectos de la temporada de huracanes sobre el suministro ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, continúa la preocupación por la evolución de la economía.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, la primera semana de julio se mantuvieron por debajo de 34 €/MWh. El promedio semanal fue un 3,3% inferior al de la última semana de junio. El martes, 2 de julio, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 33,68 €/MWh. El miércoles, 3 de julio, hubo una caída del 3,0% respecto al día anterior y el precio de cierre fue de 32,69 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el precio de cierre mínimo semanal y el más bajo desde el 21 de mayo. Aunque el jueves los precios aumentaron, el viernes volvieron a bajar. El viernes, 5 de julio, el precio de cierre fue de 33,07 €/MWh, un 4,1% menor al del viernes anterior.

Los niveles elevados de las reservas europeas y las condiciones meteorológicas contribuyeron al descenso de los precios de los futuros de gas TTF en la primera semana de julio. Sin embargo, existe preocupación por el suministro de gas natural licuado debido a los huracanes en América en los próximos meses y al incremento de la demanda para climatización en los mercados asiáticos.

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 2024 aumentaron en comparación con la semana anterior. El lunes, 1 de julio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 68,05 €/t. Los precios continuaron aumentando hasta el miércoles, 3 de julio. Ese día, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 70,76 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 11 de junio. En las últimas sesiones de la semana, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 70 €/t. El viernes, 5 de julio, el precio de cierre fue de 70,36 €/t, un 4,3% mayor al del viernes anterior.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.

Por AleaSoft Energy Forecasting

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