energías renovables
La caída del precio del gas arrastra a los mercados eléctricos europeos mientras se bate el récord de producción fotovoltaica en España.
18 julio 2023.- En la segunda semana de julio, los precios del gas cayeron y, en consecuencia, los precios de los mercados eléctricos europeos cayeron. Esta tendencia también se vio favorecida por la menor demanda eléctrica en la mayoría de los mercados, la mayor producción eólica en algunos casos y la estabilidad de los precios del CO 2 que, en promedio, estuvieron por debajo de los de la semana anterior. En España Peninsular, el 14 de julio se volvió a batir el récord de producción de energía fotovoltaica con 159 GWh.
Producción de energía solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción de energía eólica
En la semana del 10 de julio la producción solar fotovoltaica batió el récord diario en el mercado español, donde el viernes 14 de julio se registró una generación de 159 GWh.
Comparando la producción solar , que en el caso de España Peninsular incluye la fotovoltaica y la solar termoeléctrica , de la segunda semana de julio respecto a la semana anterior, se registran incrementos en el mercado ibérico. En el mercado español, el aumento fue del 1,4%, mientras que en el mercado portugués la subida fue del 1,2%. En el resto de mercados analizados, la producción con esta tecnología disminuyó, siendo el mercado francés el de menor descenso, del 4,5%. En los mercados italiano y alemán, los descensos fueron del 5,5% y 6,7% respectivamente.
Al analizar el comportamiento de la producción de energía solar fotovoltaica en la primera quincena de julio respecto al mismo período desde 2015, se registraron récords en todos los mercados analizados. En los primeros quince días de julio de 2023, la producción en los mercados de Portugal y España Peninsular fue un 48% y un 35% superior a la registrada entre el 1 y el 15 de julio de 2022. En Alemania el incremento fue del 12%, mientras que los mercados de Italia y Francia fueron los que menos subieron, con un 6,9% y un 2,3%, respectivamente.
Para la semana del 17 de julio, la previsión de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indica que la producción aumentará en todos los mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En la segunda semana de julio, la producción eólica aumentó en la mayoría de los mercados analizados respecto a la semana anterior. El mayor incremento se registró en el mercado español, que fue del 29%, seguido del incremento del 18% en el mercado francés y del 12% en el mercado portugués.
Por otro lado, en los mercados alemán e italiano, la producción eólica disminuyó en la semana del 10 de julio respecto a la semana anterior. El mayor descenso se registró en el mercado alemán, que fue del 12%, seguido del descenso del 4,2% en el mercado italiano.
En cuanto a la producción eólica registrada entre el 1 y el 15 de julio desde 2011, en los mercados francés y alemán, la mayor producción con esta tecnología se registró en la primera quincena de julio de 2023.
Para la tercera semana de julio, la previsión de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indica subidas en los mercados italiano y español. Por otro lado, para los mercados de Francia, Portugal y Alemania se esperan descensos en la producción con esta tecnología.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting a partir de datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda de electricidad
Durante la semana del 10 de julio, la demanda eléctrica cayó en la mayoría de los mercados europeos analizados respecto a la semana anterior. El mayor descenso, del 4,9%, se registró en el mercado belga. En los mercados de Francia, Gran Bretaña, Portugal y Países Bajos, los descensos de la demanda se sitúan entre el 0,1% del mercado francés y el 0,9% del mercado holandés. En el caso de Francia, la caída de la demanda estuvo relacionada con el feriado del viernes 14 de julio, Día Nacional de Francia.
Sin embargo, en algunos mercados la demanda aumentó. La mayor subida se registró en el mercado italiano, que fue del 9,8%. En el mercado español y en el mercado alemán la demanda aumentó un 5,9% y un 1,2%, respectivamente.
La caída de la demanda en Gran Bretaña coincidió con un descenso de las temperaturas medias de 0,2 °C. En el resto de los mercados analizados, la temperatura media aumentó respecto a la semana anterior, entre los 0,7 °C de Bélgica y los 2,5 °C de Italia.
Para la tercera semana de julio, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting , se espera que la demanda disminuya en la mayoría de los principales mercados europeos analizados, a excepción de los mercados de Portugal, Italia y Francia.
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 10 de julio los precios de los principales mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron respecto a la semana anterior. La mayor caída de precios fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 24%, mientras que en el caso del mercado IPEX de Italia se registró un ligero descenso del 2,2%. En el resto de mercados los precios cayeron entre el 6,8% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 21% del mercado N2EX del Reino Unido.
En la segunda semana de julio, las medias semanales se situaron por debajo de los 80 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado italiano, con el precio medio más alto, de 113,98 €/MWh, y el mercado MIBEL de España y Portugal, con medias de 89,89 €/MWh y 90,82 €/MWh, respectivamente. En cambio, la media semanal más baja fue la del mercado nórdico, de 39,20 €/MWh. En el resto de mercados analizados, los precios se situaron entre los 71,81 €/MWh del mercado holandés y los 78,57 €/MWh del mercado alemán.
En cuanto a los precios horarios, el miércoles 12 de julio se registraron precios negativos en los mercados de Bélgica y Holanda. En estos mercados también se registraron precios negativos el lunes 17 de julio. Asimismo, los días 15 y 16 de julio se registraron precios horarios negativos en los mercados alemán, belga, británico, francés, holandés y nórdico, influenciados por la caída de la demanda durante el fin de semana y el aumento de la producción eólica en algunos mercados. El precio horario más bajo, de 73,76 €/MWh, se alcanzó el domingo 16 de julio, de 14:00 a 15:00 horas, en los mercados holandés y belga.
Durante la semana del 10 de julio, la bajada del precio medio del gas y los derechos de emisión de CO 2 , la caída de la demanda en la mayoría de los mercados y el aumento de la producción eólica en mercados como Francia, España o Portugal, provocaron caídas de precios en Europa mercados de electricidad.
La previsión de precios de AleaSoft Energy Forecasting indica que en la tercera semana de julio los precios pueden seguir cayendo en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por descensos en la demanda eléctrica y aumentos en la producción eólica y solar en algunos mercados.
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 para el Front?Month en el mercado ICE , el lunes 10 de julio, registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 77,69 $/bbl, que fue un 4,1% superior al del lunes anterior. En las siguientes sesiones de la segunda semana de julio se incrementaron los precios de cierre. Como resultado, el jueves 13 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 81,36 $/bbl. Este precio fue un 6,3% superior al del jueves anterior y el más alto desde abril. El viernes 14 de julio el precio de cierre fue de 79,87 $/bbl. A pesar del descenso, este precio seguía siendo un 1,8% superior al del viernes anterior.
En la segunda semana de julio, las interrupciones del suministro de Libia y Nigeria ejercieron su influencia alcista sobre los precios de los futuros del petróleo Brent. A esta tendencia también contribuyó la modificación al alza de las previsiones de la OPEP sobre la demanda mundial de petróleo para 2023. Sin embargo, esa misma semana, la Agencia Internacional de la Energía también modificó sus previsiones de demanda, pero a la baja.
En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes anterior, durante la segunda semana de julio registraron una tendencia a la baja. Así, el lunes 10 de julio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 30,23 €/MWh. Este precio ya era un 11% inferior al del lunes anterior. Posteriormente, los precios continuaron descendiendo hasta registrar el precio mínimo de cierre semanal, de 25,96 €/MWh, el viernes 14 de julio. Este precio fue un 22% inferior al del viernes anterior y el más bajo desde el 6 de junio.
La situación de altos niveles de reservas europeas y abundante oferta siguió favoreciendo la bajada de precios. El descubrimiento de un nuevo yacimiento de gas en Noruega también influyó a la baja en los precios de los futuros de gas TTF en la segunda semana de julio. Además, a finales de semana finalizaron los trabajos de mantenimiento en Noruega, contribuyendo al incremento de la oferta desde este país. Sin embargo, el aumento de la demanda asiática afectó la oferta de gas natural licuado en la segunda semana de julio. Esto puede continuar ocurriendo en las próximas semanas. Además, en la tercera semana de julio, las altas temperaturas en Europa pueden favorecer aumentos de la demanda.
En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO 2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2023, en la segunda semana de julio se mantuvieron sin mayores variaciones. El precio de cierre máximo semanal, de 86,73 €/t, se alcanzó el martes 11 de julio. Este precio fue un 0,6% inferior al del martes anterior. Por su parte, el precio mínimo de cierre semanal, de 85,81 €/t, se registró el miércoles 12 de julio, repitiendo el mismo precio alcanzado el miércoles anterior.
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
El jueves 13 de julio se celebró el último webinar de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen . Los temas analizados en este webinar incluyeron la evolución de los mercados energéticos europeos, las metodologías de previsión de precios, la transición energética , la actualización del Plan Nacional de Energía y Clima ( PNIEC ) de España y la financiación de proyectos de energías renovables . Ponentes de Banco Sabadell , Ecoener y Ben Oldman participaron en la mesa de análisis del webinar en español.
Los próximos webinars de la serie mensual de webinars de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen están previstos para el 7 de septiembre y el 19 de octubre. En el caso del webinar de septiembre , además de la evolución y perspectivas de los mercados energéticos europeos, los beneficios de los PPA para grandes y Se analizarán los consumidores electrointensivos . También se explicarán los servicios de AleaSoft Energy Forecasting que contribuyen a la gestión de riesgos y la transición energética . Por su parte, Pedro González, Director General de AEGE, Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía, participará en la mesa de análisis que se lleva a cabo en la segunda parte del webinar en español.
En el caso del webinar de octubre , se analizarán las perspectivas de los mercados energéticos europeos para el invierno 2023?2024, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de la previsión en auditorías y valoración de carteras . Para ello, se contará con la participación de ponentes de Deloitte por cuarta ocasión.
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