ECONOMÍA. La ola de calor provoca la mayor demanda de energía en España e Italia y eleva los precios en los mercados europeos

  Las altas temperaturas registradas durante la tercera semana de julio provocaron récords de demanda de 2023 en España e Italia el día 19  ...

 


Las altas temperaturas registradas durante la tercera semana de julio provocaron récords de demanda de 2023 en España e Italia el día 19 y aumentos en otros mercados. En Francia, la producción semanal de energía fotovoltaica fue la más alta de la historia, pero en la mayoría de los mercados cayó la producción solar y eólica. Todos estos factores, junto con el aumento de los precios del CO 2 , favorecieron que los precios de los mercados eléctricos se situaran por encima de los de la semana anterior en la mayoría de los mercados.

25 julio 2023.- En la tercera semana de julio, la energía solar fotovoltaica batió el récord histórico de producción semanal en el mercado francés, de 650 GWh. Al comparar este valor con respecto a la producción de la semana anterior, el incremento fue de 4,7%.

En el resto de mercados analizados, la producción solar cayó, siendo el mercado italiano el de menor descenso, del 0,8%. En los mercados de España y Portugal, las caídas fueron del 4,3% y 5,8% respectivamente. El mayor descenso se registró en el mercado alemán, que fue del 10%.

Para la semana del 24 de julio, la previsión de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indica que aumentará en el mercado español, mientras que en los mercados alemán e italiano se espera que disminuya.

AleaSoft - Producción de energía solar fotovoltaica termosolar electricidad Europa
AleaSoft - Perfil de producción solar fotovoltaica Europa

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

En la semana del 17 de julio aumentó la producción eólica en los mercados italiano y español respecto a la semana anterior. El mercado italiano fue el de mayor incremento, del 40%, mientras que en el mercado español la subida fue del 4,9%.

Por otro lado, en los mercados de Alemania, Francia y Portugal, la producción eólica disminuyó para el mismo periodo analizado. El mayor descenso se registró en los mercados de Alemania y Francia, que fue del 19% en ambos casos. En el mercado portugués, a pesar de que la producción con esta tecnología fue un 11% inferior a la semana anterior, el jueves 20 de julio se registró la mayor producción diaria en lo que va de julio, de 45 GWh.

Para la última semana de julio, la previsión de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indica subidas en los mercados italiano, alemán y francés. Por otro lado, para los mercados de España y Portugal se esperan descensos en la producción con esta tecnología.

AleaSoft - Producción eólica electricidad Europa

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Demanda de electricidad

En la semana del 17 de julio la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los mercados europeos analizados respecto a la semana anterior. El mayor incremento, del 6,6%, se registró en el mercado italiano, donde, además, el miércoles 19 de julio se alcanzó la mayor demanda desde finales de julio de 2015, de 1179 GWh. Ese día se registró en Italia la segunda temperatura más alta de 2023 hasta la fecha, luego de la registrada el día anterior, el martes 18 de julio.

El segundo mercado con mayor aumento de la demanda fue Holanda, con una subida del 6,3%. En los mercados de España, Francia y Gran Bretaña, las subidas han estado entre el 0,4% del mercado español y el 2,9% del mercado británico. En el caso de España, la demanda del miércoles 19 de julio, de 787 GWh, fue la más alta registrada al menos desde finales de enero de 2021, coincidiendo con que este día se registró la temperatura media más alta del año en lo que va de año en España Peninsular.

Aunque las temperaturas medias del conjunto de la semana descendieron en algunos de estos mercados respecto a la semana anterior, las altas temperaturas registradas durante varios días de la semana favorecieron el aumento de la demanda. En el caso de Francia, el aumento de la demanda también estuvo relacionado con la recuperación de la tasa laboral tras el feriado de la semana anterior, el viernes 14 de julio, Fiesta Nacional de Francia.

Por otro lado, en los mercados de Bélgica, Alemania y Portugal la demanda disminuyó durante el periodo analizado. El mayor descenso se registró en el mercado belga, que fue del 6,1%. En el mercado alemán y en el mercado portugués la caída de la demanda fue del 3,2% y del 2,0%, respectivamente.

Para la última semana de julio, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting , se espera que ésta disminuya en la mayoría de los principales mercados europeos analizados, a excepción de los mercados de Portugal, Holanda y Gran Bretaña.

AleaSoft - Demanda eléctrica países europeos

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 17 de julio, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con una caída del 40%, y el mercado MIBEL de España y Portugal, con una ligera tendencia a la baja que supuso descensos del 1,6% y 2,1%, respectivamente. Por su parte, la mayor subida de precios ha sido la del mercado N2EX del Reino Unido, del 18%. En el resto de mercados los precios subieron entre el 2,0% del mercado IPEX de Italia y el 9,2% del mercado EPEX SPOT de Holanda.

En la tercera semana de julio, las medias semanales se situaron por debajo de los 90 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado italiano, con el precio medio más alto, de 116,31 €/MWh. En cambio, la media semanal más baja fue la del mercado nórdico, de 23,49 €/MWh. En el resto de mercados analizados, los precios se situaron entre los 78,37 €/MWh del mercado belga y los 89,00 €/MWh del mercado británico.

En cuanto a los precios horarios, el domingo 23 de julio, de 14:00 a 17:00 horas, se registró un precio de 0,00 €/MWh en el mercado español. Así sucedió también ese día en el mercado portugués, de 16:00 a 17:00 horas, y en el mercado nórdico, el 17 de julio, de 14:00 a 15:00 horas. En el caso de los mercados belga y holandés, el lunes 17 de julio se registraron precios horarios negativos. El domingo 23 de julio se registraron precios negativos en los mercados alemán, belga, francés y holandés, influenciados por la alta producción de energía renovable eólica y solar, especialmente en Alemania, combinada con la caída de la demanda durante el fin de semana. El precio horario más bajo, de 52,65 €/MWh, se alcanzó el lunes 17 de julio, de 12:00 a 13:00 horas, en el mercado holandés. Por otro lado, el miércoles 19 de julio, de 19:00 a 20:00 horas, se alcanzó un precio de 205,00 €/MWh en el mercado italiano,

Durante la semana del 17 de julio, el aumento de la demanda, la caída de la producción eólica y solar en la mayoría de los mercados europeos analizados y el aumento de los precios de los derechos de emisión de CO 2 provocaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, aunque el precio medio del gas fue inferior al de la semana anterior, durante la semana los precios registraron una tendencia alcista.

aleasoft - matriz de paneles solares de planta de energía fotovoltaica

La previsión de precios de AleaSoft Energy Forecasting indica que en la cuarta semana de julio los precios podrían descender en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por descensos en la demanda eléctrica en algunos mercados y aumentos en la producción eólica en mercados como Alemania, Francia e Italia.

AleaSoft - Precios del mercado eléctrico europeo

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.

Brent, combustibles y CO 2

Los futuros de petróleo Brent en el mercado ICE , el lunes 17 de julio, registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 78,50 $/bbl, un 1,0% superior al del lunes anterior. En las siguientes sesiones de la tercera semana de julio los precios de cierre fueron superiores, pero se mantuvieron por debajo de los 80 $/bbl. Sin embargo, el viernes 21 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 81,07 $/bbl. Este precio fue un 1,5% superior al del viernes anterior.

En la tercera semana de julio, las expectativas de menores niveles de oferta en los próximos meses influyeron al alza en los precios de los futuros del petróleo Brent. El aumento de las tensiones entre Rusia y Ucrania y el anuncio de medidas para impulsar el desarrollo de la economía china también contribuyeron a las subidas de precios. Por otra parte, en la cuarta semana de julio, las posibles subidas de tipos de interés en Estados Unidos y la Unión Europea podrían ejercer su influencia a la baja sobre los precios.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de Frente, el lunes 17 de julio continuaron la tendencia a la baja de la semana anterior y se registró el precio mínimo de cierre semanal, de 25,10 €/MWh. Este precio fue un 17% inferior al del lunes anterior y el más bajo desde el 6 de junio. Pero la mayoría de las sesiones de la tercera semana de julio registraron subidas de precios. Como consecuencia, el viernes 21 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 28,85 €/MWh. Este precio fue un 11% superior al del viernes anterior. Sin embargo, el promedio de la tercera semana de julio sigue siendo un 1,8% inferior al de la semana anterior.

El aumento de la demanda de producción eléctrica, debido a las altas temperaturas ya la disminución de la producción eólica, ejerció su influencia alcista en los precios de los futuros de gas TTF en la tercera semana de julio. Sin embargo, los niveles de reserva europeos son altos y el suministro de gas de Noruega aumentó después de completar los trabajos de mantenimiento.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO 2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2023, el lunes 17 de julio se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 86,49 €/t, que fue un 0,2% superior al del lunes anterior. En la tercera semana de julio, los precios de estos futuros registraron una tendencia alcista. Como consecuencia, el viernes 21 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 91,43 €/t. Este precio fue un 6,3% superior al del viernes anterior y el más alto desde la cuarta semana de junio. Las expectativas de menor oferta en las subastas de agosto ejercieron su influencia alcista sobre los precios en la tercera semana de julio.

AleaSoft - Precios gas carbón Brent petróleo CO2

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

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados energéticos en Europa y la financiación y valoración de proyectos de energías renovables

En la negociación de PPA , la financiación de proyectos de energías renovables o la gestión de riesgos , la previsión de precios a largo plazo de los mercados eléctricos es fundamental. Las previsiones de precios a largo plazo de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen incluyen métricas probabilísticas con base científica , lo que les proporciona coherencia y calidad. Estas previsiones tienen un horizonte de 30 años y granularidad horaria. Los informes de previsión de precios a largo plazo están disponibles para los principales mercados europeos, así como para algunos mercados estadounidenses. En el caso de las previsiones de precios para los mercados europeos, actualmente se encuentran en promoción .

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