En la cuarta semana de agosto, los precios semanales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos estuvieron por debajo de 85 €/MWh. Durante la semana, los mercados mostraron un comportamiento dispar. El mercado británico y el francés registraron precios diarios inferiores a 20 €/MWh, mientras que en Alemania e Italia se superaron los 100 €/MWh. La demanda creció, la producción fotovoltaica descendió y la eólica aumentó, en un contexto donde el gas TTF mostró tendencia a la baja, aunque en promedio aumentó respecto a la semana anterior, el CO2 se mantuvo estable y el Brent cerró ligeramente al alza.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
Durante la semana del 25 de agosto, la producción solar fotovoltaica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados francés y alemán presentaron los mayores descensos, del 16% y el 10%, respectivamente, y enlazaron su segunda semana consecutiva de caídas. Los mercados italiano y español registraron los menores descensos, del 3,5% y el 4,5%, respectivamente, y acumularon tres semanas de descensos. Por su parte, el mercado portugués redujo su producción un 9,9%, después de haber registrado incrementos en la semana anterior.
Para la semana del 1 de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la generación solar fotovoltaica aumentará en el mercado español y disminuirá en los mercados alemán e 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.
En la cuarta semana de agosto, la producción eólica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Francia registró el mayor incremento, del 47%. La península ibérica anotó subidas del 8,0% en España y del 32% en Portugal, y prolongó la tendencia al alza por segunda y tercera semana consecutiva, respectivamente. En cambio, los mercados alemán e italiano redujeron su generación con esta tecnología. El mercado alemán registró la mayor bajada, del 20%, mientras que el mercado italiano recortó su producción un 9,5%.
Durante la semana, el mercado francés alcanzó su tercera mayor producción eólica diaria para un mes de agosto, el viernes 29, cuando generó 218 GWh.
Para la primera semana de septiembre, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la generación eólica aumentará en los mercados alemán, español y francés. En cambio, se espera que la producción con esta tecnología disminuya en los mercados portugués e italiano.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En la última semana de agosto, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 6,3%, seguido por el 3,2% en el mercado francés y el 2,1% en el mercado alemán. El mercado español mostró la menor subida, del 0,7%, mientras que la demanda creció un 0,9% en Portugal y un 1,5% en Bélgica. El mercado italiano encadenó su segunda semana de incrementos y el belga mantuvo la tendencia al alza por quinta semana consecutiva. Sin embargo, en el mercado británico la demanda cayó por segunda semana consecutiva, con un descenso del 7,0% favorecido por el festivo Summer Bank Holiday celebrado en Gran Bretaña el 25 de agosto.
Las temperaturas medias mostraron un comportamiento heterogéneo en los mercados analizados. España, Gran Bretaña, Bélgica y Alemania registraron aumentos que oscilaron entre 0,1°C en España y 1,3°C en Alemania. En cambio, Francia, Portugal e Italia anotaron descensos de entre 0,2°C en Francia y 0,7°C en Italia.
Para la primera semana de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a una disminución de la demanda en los mercados belga, español y francés, mientras que los mercados alemán, británico, italiano y portugués registrarán incrementos.
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 agosto, los precios de los principales mercados eléctricos europeos tuvieron un comportamiento heterogéneo respecto a la semana anterior. El mercado Nord Pool de los países nórdicos alcanzó la mayor subida porcentual del precio promedio semanal, del 58%. El mercado IPEX de Italia y el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y Alemania también registraron aumentos de precios, del 3,6%, el 4,3% y el 12%, respectivamente. En cambio, el mercado N2EX del Reino Unido registró la mayor caída, del 15%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 3,0% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 5,0% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la semana del 25 de agosto, los promedios semanales fueron inferiores a 85 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados alemán e italiano, cuyos promedios fueron de 90,19 €/MWh y 109,82 €/MWh, respectivamente. El mercado francés registró el menor promedio semanal, de 55,56 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 65,37 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 82,77 €/MWh del mercado neerlandés.
Por lo que respecta a los precios diarios, el domingo 31 de agosto, el mercado británico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 16,57 €/MWh. Ese precio fue el más bajo del mercado británico desde el 26 de mayo. El 31 de agosto, el mercado francés también registró un precio inferior a 20 €/MWh, exactamente de 18,88 €/MWh. Por otra parte, en la cuarta semana de agosto, los mercados alemán e italiano registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh. El día 28 de agosto el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 122,21 €/MWh. Ese día el mercado nórdico registró su precio más alto desde el 14 de marzo, de 98,47 €/MWh.
En la semana del 25 de agosto, el incremento de la producción eólica en la península ibérica y en Francia favoreció el descenso de los precios en los mercados español, francés y portugués. La caída de la demanda en el mercado británico contribuyó al descenso de los precios en este mercado. En cambio, el incremento de los precios semanales del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el aumento de la demanda, propiciaron la subida de los precios en otros mercados. En el caso de los mercados alemán e italiano, además, cayó la producción eólica y solar.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de septiembre, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la producción eólica y el descenso de la demanda en algunos mercados. Además, la producción solar aumentará en España.
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 68,80 $/bbl, el lunes 25 de agosto. Tras una caída del 2,3% respecto al día anterior, el martes 26 de agosto, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 67,22 $/bbl. El 27 de agosto, los precios volvieron a aumentar y permanecieron por encima de 68 $/bbl el resto de la cuarta semana de agosto. El viernes el precio de cierre fue de 68,12 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 0,6% mayor al del viernes anterior.
La evolución del conflicto entre Rusia y Ucrania ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la cuarta semana de agosto. Sin embargo, el incremento de la producción de la OPEP+ y las expectativas de una menor demanda limitaron el crecimiento de los precios. En la primera semana de septiembre, la evolución de los precios se verá influenciada por las expectativas sobre la próxima reunión de la OPEP+, que se celebrará al final de la semana.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 33,77 €/MWh, el lunes 25 de agosto. Posteriormente, los precios descendieron. Como consecuencia, el jueves 28 de agosto, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 31,56 €/MWh. El viernes 29 de agosto, el precio de cierre fue ligeramente superior, de 31,62 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 5,8% menor al del viernes anterior. No obstante, aun con los descensos de los precios durante la semana, el promedio semanal de los precios de cierre fue un 1,1% superior al de la semana pasada.
En la cuarta semana de agosto, se redujo el flujo de gas desde Noruega debido a tareas de mantenimiento. A pesar de esto, el nivel de las reservas europeas continuó aumentando porque el consumo de gas fue bajo. La disponibilidad de gas natural licuado, favorecida por la debilidad de la demanda en Asia, también contribuyó al descenso de los precios. Además, el suministro de gas natural licuado ruso a China también podría reducir la competencia por el suministro global de gas natural licuado.
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 2025, permanecieron por encima de 72 €/t casi toda la cuarta semana de agosto. Sin embargo, el jueves 28 de agosto, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 71,74 €/t. En cambio, tras una subida del 1,7% respecto al día anterior, el viernes 29 de agosto, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 72,97 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 0,6% 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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