En la última semana de junio, los precios de los principales mercados eléctricos europeos bajaron en comparación con la semana anterior. Aun así, los mercados británico, ibérico e italiano alcanzaron precios diarios superiores a 100 €/MWh en algunas ocasiones durante la semana. El descenso de los precios del gas y del CO2, unido al incremento de la producción eólica favorecieron los descensos de precios. Además, la solar fotovoltaica registró récords históricos de producción diaria en España, Portugal e Italia.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 23 de junio, la producción solar fotovoltaica aumentó en Italia y España en comparación con la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 9,4%, mientras que el español tuvo un aumento del 0,6%, manteniendo la tendencia alcista por tercera semana consecutiva. En cambio, los mercados de Alemania, Francia y Portugal redujeron su producción con energía fotovoltaica, revirtiendo la tendencia positiva de la semana anterior. Alemania registró la mayor caída, del 20%, seguida de Francia, con una disminución del 12%, y Portugal, con la menor bajada, del 2,6%.
Durante la semana, los mercados de España, Portugal e Italia alcanzaron récords históricos de producción con energía solar fotovoltaica. El 26 de junio, los mercados de la península ibérica registraron las mayores producciones con energía solar fotovoltaica de su historia, con 235 GWh en España y 30 GWh en Portugal. Italia alcanzó su récord el 29 de junio, con una generación de 157 GWh.
En la semana del 30 de junio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting esperan incrementos en los mercados de Alemania y España. Por otro lado, la producción con esta tecnología disminuirá en el mercado italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Durante la última semana de junio, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Alemania registró el mayor incremento, del 160%, tras dos semanas consecutivas de descensos. España alcanzó el menor aumento, con un 11%. Francia e Italia mantuvieron la tendencia al alza por segunda semana consecutiva, con incrementos del 14% y 37%, respectivamente. En cambio, la producción eólica en Portugal siguió disminuyendo por tercera semana, con una bajada del 5,1%.
El lunes 23 de junio, el mercado alemán alcanzó su segunda mayor producción eólica para un día de junio de la historia, con 676 GWh. Por su parte, el sábado 28 de junio, el mercado italiano registró una producción eólica de 123 GWh, el valor más alto para un mes de junio desde el 16 de junio de 2023, cuando generó 126 GWh.
En la primera semana de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a aumentos en la península ibérica. En cambio, estiman una disminución de la producción eólica en Italia, Alemania y Francia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
Durante la semana del 23 de junio, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Alemania e Italia registraron los mayores incrementos, del 8,2% y 8,1%, respectivamente. Francia mostró el menor crecimiento, con un 2,6%, mientras que Portugal experimentó un aumento del 3,9%.
Los aumentos en Portugal y Alemania se vieron impulsados por la recuperación de la demanda tras el festivo del 19 de junio, Corpus Christi, que se celebra como festivo nacional en Portugal y en varias regiones de Alemania. Francia e Italia mantuvieron la tendencia alcista por cuarta y quinta semana consecutiva, respectivamente.
En cambio, España, Bélgica y Gran Bretaña cambiaron de tendencia y registraron descensos en la demanda eléctrica. El mercado británico presentó la mayor caída, del 2,0%, seguido del belga, con un descenso del 1,4%. En España, el festivo regional del 24 de junio, Día de San Juan Bautista, celebrado en varias comunidades autónomas, contribuyó a una bajada del 0,1 % en la demanda.
Al mismo tiempo, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados. Los incrementos oscilaron entre 0,3°C en España y 2,2°C en Alemania. Por su parte, Gran Bretaña registró una disminución en las temperaturas medias semanales de 0,7°C, lo que favoreció la reducción de la demanda en este mercado.
Para la semana del 30 de junio, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting anticipan un aumento en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Italia, España y Gran Bretaña. En el caso de España, la ola de calor que comenzó el sábado 28 de junio y que, según las estimaciones, continuará a lo largo de la semana, unida a la recuperación de la demanda tras el festivo regional del 24 de junio, favorecerá el incremento de la demanda. Por otro lado, las previsiones indican una disminución de la demanda en el mercado 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 cuarta semana de junio, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. El mercado N2EX del Reino Unido alcanzó la mayor caída porcentual de precios, del 28%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 1,3% del mercado IPEX de Italia y el 14% del mercado Nord Pool de los países nórdicos. La excepción fue el mercado EPEX SPOT de Francia, donde los precios aumentaron un 19%.
En la semana del 23 de junio, los promedios semanales fueron superiores a 60 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, cuyo promedio fue de 15,84 €/MWh. El mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 117,27 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 61,28 €/MWh del mercado francés y los 87,84 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal.
Por lo que respecta a los precios diarios, el domingo 29 de junio el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la cuarta semana de junio entre los mercados analizados, de 0,79 €/MWh. Este fue su precio más bajo desde el 26 de agosto de 2024. En cambio, los mercados británico, español, italiano y portugués alcanzaron precios diarios superiores a 100 €/MWh en algunas ocasiones durante esa semana. El lunes 23 de junio, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado, de 136,57 €/MWh. Ese fue su precio más alto desde el 27 de febrero.
En cuanto a los precios horarios, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron precios horarios negativos en la cuarta semana de junio. Las excepciones fueron los mercados español, italiano y portugués. El domingo 29 de junio, de 14:00 a 15:00, el mercado belga alcanzó el precio horario más bajo de la semana, de ‑35,19 €/MWh. En el caso del mercado nórdico, el domingo, de 13:00 a 14:00, registró su precio más bajo desde el 26 de agosto de 2024, de ‑9,98 €/MWh.
En la semana del 23 de junio, el descenso de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados, propiciaron la caída de los precios en los mercados eléctricos europeos. En España e Italia también aumentó la producción solar. Además, en algunos mercados la demanda eléctrica bajó.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de julio, los precios aumentarán en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la demanda y el descenso de la producción eólica en la mayoría de los casos. Sin embargo, el incremento de la producción eólica en la península ibérica favorecerá el descenso de los precios en el mercado MIBEL.
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 su precio de cierre máximo semanal, de 71,48 $/bbl, el lunes 23 de junio. Este precio ya fue un 7,2% menor al de la última sesión de la semana anterior. El martes 24 de junio, los precios continuaron bajando, produciéndose una caída del 6,1% respecto al lunes. Como resultado, el martes, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 67,14 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 11 de junio. En las tres últimas sesiones de la cuarta semana de junio, los precios fueron ligeramente mayores, pero se mantuvieron por debajo de 68 $/bbl. El viernes 27 de junio, el precio de cierre fue de 67,77 $/bbl, un 12% menor al del viernes anterior.
El descenso de las tensiones en Oriente Medio propició la caída de los precios de los futuros de petróleo Brent en la cuarta semana de junio. La posibilidad de nuevos incrementos de producción por parte de la OPEP+ también ejerció su influencia a la baja sobre los precios.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 23 de junio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 40,52 €/MWh. Este precio fue un 1,0% menor al de la última sesión de la semana anterior. La tendencia descendente se mantuvo durante toda la cuarta semana de junio. Como resultado, el viernes 27 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 33,09 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 19% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 6 de mayo.
En la cuarta semana de junio, el aumento del suministro de gas desde Noruega y el descenso de la demanda debido a una mayor producción eólica contribuyeron al descenso de los precios de los futuros de gas TTF. Además, los temores a interrupciones en el suministro de gas natural licuado disminuyeron con el descenso de las tensiones en Oriente Medio.
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 73,56 €/t, el martes 24 de junio. Posteriormente, los precios descendieron. El jueves 26 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,40 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 10 de mayo. El viernes 27 de junio hubo una ligera recuperación y el precio de cierre fue de 70,97 €/t. Sin embargo, este precio todavía fue un 2,7% menor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Por AleaSoft Energy Forecasting
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