Los mercados eléctricos europeos empiezan a dejar atrás los precios bajos de la primavera con el aumento de las temperaturas y de los precios del gas

En la tercera semana de junio, los precios en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior y superaron los 70 €/MWh. En los mercados británico, ibérico e italiano se superaron los 100 €/MWh en varios días. La subida de precios del gas, cuyos futuros marcaron su precio de cierre más alto desde el 3 de abril, fue una de las causas del repunte, junto con el aumento de la demanda por el ascenso de las temperaturas. La fotovoltaica registró récords históricos de producción en Alemania y Francia, y el valor más alto para un día de junio en Portugal. Los futuros de Brent alcanzaron su máximo precio de cierre desde enero.

Producción solar fotovoltaica y producción eólica

En la semana del 16 de junio, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados francés, alemán y español continuaron la tendencia alcista de la semana anterior, siendo el mercado francés el que registró el crecimiento más significativo, con un 28%, seguido de Alemania con un 12% y España con un 11%. El mercado portugués revirtió la tendencia bajista de la semana anterior con un aumento del 12%. Por el contrario, el mercado italiano tuvo una caída del 6,5% en la producción solar fotovoltaica, invirtiendo la tendencia alcista de la semana anterior.

Durante la semana, los mercados francés y alemán alcanzaron récords históricos de producción con energía solar fotovoltaica. El 16 de junio, el mercado francés registró la mayor producción con energía solar fotovoltaica de su historia, con 170 GWh. El mercado alemán alcanzó su récord histórico el 20 de junio, con una generación de 469 GWh. Los días 18 y 20 de junio, España alcanzó su segunda mayor producción de la historia con esta tecnología, con 221 GWh. También el 20 de junio, Portugal estableció un máximo histórico de generación con energía solar fotovoltaica para un mes de junio, con 28 GWh.

En la semana del 23 de junio, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia al alza se revertirá y la producción solar caerá en los mercados alemán e italiano, mientras que en España será similar a la semana anterior.

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

Durante la semana del 16 de junio, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor caída, del 50%, continuando la tendencia a la baja de la semana anterior. En el mercado portugués también disminuyó por segunda semana consecutiva, esta vez un 27%. El mercado español revirtió la tendencia alcista de la semana anterior y la producción eólica disminuyó un 23%. En cambio, en el mercado italiano, tras tres semanas de descensos, la producción eólica registró un aumento del 17%. El mercado francés registró el menor aumento, del 5,1%.

En la semana del 23 de junio, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia general a la baja de la semana anterior se revertirá. La producción eólica aumentará en la península ibérica, Alemania y Francia, pero se espera que en el mercado italiano la producción eólica disminuya.

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

Demanda eléctrica

Durante la semana del 16 de junio, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado español registró el mayor incremento, de un 7,8%, marcando la quinta semana consecutiva de crecimientos. Le siguieron los mercados francés y belga, con incrementos del 5,2% y el 4,8%, respectivamente. A pesar de la celebración del Corpus Christi el 19 de junio, la demanda del mercado portugués aumentó un 3,1%, después de dos semanas de caídas de la demanda. El mercado italiano también registró un incremento de la demanda del 3,1% en comparación con la semana anterior, mientras que el mercado británico registró el menor aumento, con un 2,2%, continuando su tendencia alcista por tercera semana consecutiva. Sin embargo, la demanda se mantuvo similar a la de la semana anterior en Alemania.

Al mismo tiempo, las temperaturas medias aumentaron en todos los mercados analizados. Los incrementos estuvieron entre 0,3°C en Italia y 3,0°C en Gran Bretaña. También se registraron aumentos intersemanales significativos de las temperaturas medias en la península ibérica, con incrementos de 2,4°C y 2,3°C en España y Portugal, respectivamente.
Para la semana del 23 de junio, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia al alza continuará en Francia e Italia. La demanda también aumentará en el mercado alemán. En cambio, se espera que la demanda disminuya en los mercados español, belga, británico y portugués.

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 tercera semana de junio, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con una caída del 37%. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 83%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 4,7% del mercado IPEX de Italia y el 40% del mercado MIBEL de España.

En la semana del 16 de junio, los promedios semanales fueron superiores a 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados nórdico y francés, cuyos promedios fueron de 18,53 €/MWh y 51,58 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 118,86 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 71,82 €/MWh del mercado alemán y los 94,64 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Por lo que respecta a los precios diarios, el 19 de junio el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 7,00 €/MWh. Los precios de este mercado se mantuvieron por debajo de 25,00 €/MWh durante la tercera semana de junio. En cambio, los mercados británico, español, italiano y portugués alcanzaron precios diarios superiores a 100 €/MWh en varias ocasiones durante la semana. El 19 de junio estos mercados registraron los precios más altos. El mercado italiano alcanzó el valor más elevado, de 124,67 €/MWh. Sin embargo, el lunes 23 de junio el precio fue todavía mayor en este mercado, de 136,57 €/MWh. Ese fue su precio más alto desde el 27 de febrero.

En cuanto a los precios horarios, a pesar de la subida de los promedios semanales, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios horarios negativos en la tercera semana de junio. La excepción fue el mercado italiano. El domingo 22 de junio, de 13:00 a 14:00, el mercado alemán alcanzó el precio horario más bajo de la semana, de 99,01 €/MWh.
En la semana del 16 de junio, el aumento de los precios del gas y de la demanda eléctrica propiciaron la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en Alemania, España y Portugal la producción eólica bajó, mientras que en Italia disminuyó la producción solar.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de junio, los precios bajarán en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción eólica en la mayoría de los 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 registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 73,23 $/bbl, el lunes 16 de junio. Posteriormente, los precios aumentaron y, en el resto de las sesiones de la tercera semana de junio, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 75 $/bbl. El jueves 19 de junio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 78,85 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 23 de enero. Sin embargo, el viernes 20 de junio, estos futuros registraron una caída del 2,3% respecto al día anterior. El precio de cierre fue de 77,01 $/bbl, todavía un 3,7% mayor al del viernes anterior.

La tensión entre Israel e Irán ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent durante la tercera semana de junio. El ataque estadounidense a instalaciones nucleares iraníes durante el fin de semana contribuyó a incrementar el temor al cierre del estrecho de Ormuz. Este cierre ya fue solicitado en el Parlamento iraní, aunque ha de ser ratificado.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front Month, el lunes 16 de junio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 37,91 €/MWh. Los precios presentaron una tendencia ascendente casi toda la tercera semana de junio. Como resultado, el jueves 19 de junio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 41,63 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 3 de abril. El viernes 20 de junio, el precio de cierre fue ligeramente inferior, de 40,93 €/MWh. Este precio fue un 8,0% mayor al del viernes anterior.

En la tercera semana de junio, el temor a interrupciones en el suministro de gas natural licuado debido a las tensiones en Oriente Medio continuó ejerciendo su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Por otra parte, el incremento de la demanda en Europa debido a las altas temperaturas también contribuyó al aumento de los precios de estos futuros.
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 2025, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 75,34 €/t, el lunes 16 de junio. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio ya fue 0,8% menor al del viernes anterior. La tendencia descendente continuó durante la tercera semana de junio. Como consecuencia, el jueves 19 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 72,75 €/t.

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

Por AleaSoft Energy Forecasting

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