Por AleaSoft Energy Forecasting
Los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaron en la tercera semana de agosto. La subida de los precios del gas y CO2, en conjunto con la bajada generalizada de la producción eólica y el aumento de la demanda por subidas en las temperaturas medias, favoreció el aumento de los precios en todos los mercados eléctricos europeos. Los precios promedios de la semana del gas TTF y del CO2 fueron superiores a los de la semana anterior, en 6,1% y 4,2% respectivamente.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
Durante la semana del 14 de agosto, la producción solar fotovoltaica alcanzó récord histórico de producción horaria en Portugal. En este mercado se registró una generación de 1727 MWh entre las 13:00 y las 14:00 del jueves 17 de agosto.
En la comparación de la producción solar, que en el caso de España también incluye a la solar termoeléctrica, respecto a la semana anterior, la producción solar aumentó en los mercados de Alemania, España y Portugal, con incrementos de un 8,3%, un 3,7% y un 1,2% respectivamente. La tendencia opuesta se observó en los mercados de Italia y Francia con descensos del 6,3% y 7,3% respectivamente.
Para la semana del 21 de agosto, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que disminuya en los mercados Alemania e Italia, mientras que en España se prevé que aumente.
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 tercera semana de agosto, en comparación con la semana anterior, la producción eólica descendió en todos los mercados analizados. La mayor bajada, del 57%, se registró en el mercado alemán. En el resto de los mercados la caída de la producción estuvo entre el 3,7% del mercado italiano y el 18% del mercado español.
Para la semana del 21 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción eólica aumentará en la mayoría de los mercados analizados excepto en los mercados de Alemania y Francia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 14 de agosto, la demanda eléctrica aumentó en los mercados del centro y norte de Europa y disminuyó en los mercados del sur de Europa analizados en AleaSoft Energy Forecasting, en comparación con la semana anterior. El mayor incremento, del 9,8% se observó en el mercado de los Países Bajos, seguido por el aumento del 4,8% registrado en el mercado belga. En los mercados de Francia, Alemania y Gran Bretaña, el aumento de la demanda osciló entre el 2,3% y el 1,8%. La tendencia contraria se observó en la Península Ibérica con una caída del 9,6% en el mercado portugués y del 4,3% en el mercado español. Asimismo, la demanda en el mercado italiano disminuyó un 1,1%.
Durante este período, las temperaturas medias en la mayoría de los países europeos analizados aumentaron con respecto a la semana anterior. Los incrementos de las temperaturas oscilaron entre los 0,8°C registrados en Gran Bretaña y los 4,8°C registrados en Alemania, los cuales influyeron en el incremento de la demanda en estos mercados. Las excepciones fueron España y Portugal con descensos en las temperaturas medias de 0,4°C y 0,8°C, respectivamente, que en conjunto con la disminución de la laboralidad por el festivo del martes 15 de agosto, Asunción de la Virgen, favorecieron el descenso de la demanda durante la semana.
Para la semana del 21 de agosto, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, la demanda eléctrica aumentará en la mayoría de los mercados europeos analizados a excepción de los mercados de 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 14 de agosto, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecastingaumentaron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios, del 168%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos. Por lo que respecta al mercado EPEX SPOT de Alemania y los Países Bajos, los precios aumentaron un 50% y un 46%, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 7,5% del mercado N2EX del Reino Unido y el 17% delmercado EPEX SPOT de Bélgica.
En la tercera semana de agosto, los promedios semanales fueron superiores a 90 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, con el menor promedio, de 33,25 €/MWh, pese a la subida de precios registrada en este mercado. Por otra parte, el precio promedio más elevado, de 106,24 €/MWh, fue el del mercado MIBEL de España y Portugal. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 90,77 €/MWh del mercado francés y los 105,97 €/MWh del mercado IPEX de Italia.
Por lo que respecta a los precios horarios, el lunes 21 de agosto, de 20:00 a 21:00, se registraron precios elevados en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. El precio más alto, de 203,45 €/MWh, se alcanzó en los mercados alemán y neerlandés. Este precio fue el más elevado desde abril en el caso del mercado neerlandés.
Durante la semana del 14 de agosto, el aumento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 propició la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos. También contribuyeron a este comportamiento la caída generalizada de la producción eólica y el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados. Además, la producción solar bajó en Francia e Italia.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de agosto los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados, influenciados por incrementos de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados y el descenso de la producción eólica en mercados como el alemán y el francés.
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 alcanzaron el precio de cierre máximo de la semana, de 86,21 $/bbl, el lunes 14 de agosto, el cual fue un 1,0% mayor al del lunes anterior. Pero, en las siguientes sesiones de la semana, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 85 $/bbl. El precio de cierre mínimo semanal, de 83,45 $/bbl se registró el miércoles 16 de agosto. Este precio fue un 4,7% menor al del miércoles anterior.
En la tercera semana de agosto, la preocupación por la evolución de la economía china ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. El temor a nuevas subidas de los tipos de interés también propició que los precios fueran inferiores a los de la semana anterior.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el precio de cierre del lunes 14 de agosto, de 34,43 €/MWh, fue un 2,5% menor al de la última sesión de la semana anterior. Este precio también fue el más bajo de la tercera semana de agosto. Sin embargo, el martes los precios aumentaron un 13% respecto al día anterior y se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 38,81 €/MWh. Este precio fue un 25% mayor al del martes anterior. Posteriormente, los precios descendieron, pero se mantuvieron por encima de 36 €/MWh. El viernes 18 de agosto se registró un precio de cierre de 36,41 €/MWh. Este precio fue un 3,1% mayor al del viernes anterior.
En la tercera semana de agosto, las noticias sobre la posibilidad de huelgas en instalaciones exportadoras de gas natural licuado australianas influenciaron al alza los precios de los futuros de gas TTF. Pero, los elevados niveles de las reservas europeas permitieron que los precios volvieran a descender. En la cuarta semana de agosto, las noticias sobre posibles convocatorias de huelgas en Australia podrían continuar influenciando en la evolución de los precios.
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 2023, durante la tercera semana de agosto se mantuvieron por encima de los 87 €/t. El precio de cierre mínimo semanal, de 87,13 €/t, se registró el martes 15 de agosto y fue un 3,3% mayor al del martes anterior. Por otra parte, el precio de cierre máximo semanal, de 88,84 €/t, se alcanzó el jueves 17 de agosto. Este precio fue un 4,6% mayor al del jueves anterior. El viernes 18 de agosto, el precio de cierre descendió ligeramente hasta 88,01 €/t. Pero todavía fue un 1,5% mayor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Este contenido está protegido por derechos de autor y no se puede reutilizar. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, contacte: editors@pv-magazine.com.
Al enviar este formulario, usted acepta que pv magazine utilice sus datos con el fin de publicar su comentario.
Sus datos personales solo se divulgarán o transmitirán a terceros para evitar el filtrado de spam o si es necesario para el mantenimiento técnico del sitio web. Cualquier otra transferencia a terceros no tendrá lugar a menos que esté justificada sobre la base de las regulaciones de protección de datos aplicables o si pv magazine está legalmente obligado a hacerlo.
Puede revocar este consentimiento en cualquier momento con efecto para el futuro, en cuyo caso sus datos personales se eliminarán inmediatamente. De lo contrario, sus datos serán eliminados cuando pv magazine haya procesado su solicitud o si se ha cumplido el propósito del almacenamiento de datos.
Puede encontrar más información sobre privacidad de datos en nuestra Política de protección de datos.