En la segunda semana de junio, los precios del gas subieron después de mantener una tendencia bajista desde la segunda semana de abril. Esto, unido al aumento de la demanda y de los precios del CO2, propició el incremento de los precios en la mayoría de mercados eléctricos europeos. Aún así, se registraron precios negativos en algunos mercados durante el fin de semana. En el mercado francés, se alcanzó un récord diario de producción solar fotovoltaica el 5 de junio.
Produccióntermosolar, fotovoltaica y eólica
En la semana del 5 de junio, la producción solar fotovoltaica batió el récord diario en el mercado de Francia con 111 GWh generados el lunes, 5 de junio.
Con respecto a la semana anterior, el mercado francés fue también el único mercado con un aumento de la producción solar entre los principales mercados europeos analizados, con una subida del 16%. En el resto de los mercados, se observó una caída del 9,4% en los mercados alemán e italiano, así como descensos menos pronunciados en la Península Ibérica, de 1,3% y 0,1% en Portugal y España respectivamente.
Para la semana del 12 de junio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en España y Alemania pero que podría disminuir en Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En la semana del 5 de junio, la producción eólica aumentó en los mercados de la Península Ibérica e Italia respecto a la semana anterior, con subidas de 184%, 102% y 23% en Portugal, España e Italia respectivamente. Por otro lado, se registraron caídas en los mercados de Francia, del 44%, y Alemania, del 11%.
Para la semana del 12 de junio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que podrían registrarse aumentos en Alemania e Italia, mientras que en los mercados de la Península Ibérica y Francia se esperan descensos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La semana del 5 de junio terminó con una subida de la demanda eléctrica con respecto a la semana anterior en casi todos los mercados europeos analizados, excepto en el mercado portugués donde se registró una caída del 0,6% favorecida por el festivo del Corpus Christi que se celebró el 8 de junio. El mayor aumento, del 6,6%, se registró en el mercado italiano, seguido por las subidas del 4,8% y 4,7% en los mercados de Gran Bretaña y Francia, y del 4,4% y 4,3% de los mercados neerlandés y español, respectivamente. Por otro lado, en el mercado alemán, donde el festivo del Corpus Christi se celebró en algunas regiones, se registró el menor incremento, del 1,2%.
En el caso de los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Gran Bretaña y Países Bajos la subida de la demanda refleja la recuperación después el festivo del 29 de mayo, Lunes de Pentecostés. En el caso del mercado italiano la demanda se recuperó después la Fiesta de la República Italiana, celebrada el 2 de junio.
Al mismo tiempo, las temperaturas medias aumentaron con respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados, con subidas entre 0,9 °C en Italia y 4,4 °C en Países Bajos.
Para la semana del 12 de junio, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, se espera una subida de la demanda en todos los principales mercados europeos analizados salvo en el mercado belga.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 5 de junio, los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal, con descensos del 4,0% y el 4,1%, respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 64%, se registró en el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 8,2% del mercado N2EX del Reino Unido y el 33% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.
En la segunda semana de junio, los promedios semanales se mantuvieron por debajo de los 95 €/MWh en los mercados europeos. El precio promedio más elevado, de 93,76 €/MWh, fue el del mercado IPEX de Italia. Por otra parte, el menor promedio semanal fue el del mercado nórdico, de 34,19 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 74,21 €/MWh del mercado neerlandés y los 84,01 €/MWh del mercado británico.
Por lo que respecta a los precios horarios, en los mercados alemán y neerlandés se registraron precios negativos el 10 y el 11 de junio. En los mercados belga, francés y nórdico también hubo horas con precios negativos el domingo 11 de junio. El precio horario más bajo de la segunda semana de junio, de ?66,67 €/MWh, se registró el domingo 11 de junio, de 13:00 a 14:00, en el mercado neerlandés.
Durante la semana del 5 de junio, el incremento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el aumento de la demanda en casi todos los mercados, propiciaron los aumentos de precios de los mercados eléctricos europeos. En el caso de los mercados alemán y francés también contribuyó a este comportamiento el descenso de la producción eólica. En cambio, en el mercado ibérico la producción con esta tecnología registró un notable incremento, lo que permitió que los precios descendieran ligeramente.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la tercera semana de junio los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la demanda.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE se mantuvieron por encima de 76 $/bbl durante los primeros días de la segunda semana de junio. El miércoles 7 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 76,95 $/bbl, el cual fue un 5,9% mayor al del miércoles anterior. Pero, posteriormente, los precios descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo semanal, de 74,79 $/bbl, el viernes 9 de junio. Este precio fue un 1,8% menor al del viernes anterior.
El domingo 4 de junio, la OPEP+ decidió mantener sus recortes de producción hasta el final de 2024. Arabia Saudí también se comprometió a realizar recortes adicionales a partir de julio. Esto ejerció su influencia al alza sobre los precios en la segunda semana de junio. Pero los datos sobre la economía china y las preocupaciones por la evolución de la demanda propiciaron el descenso de los precios en las últimas sesiones de la semana.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month, el lunes 5 de junio se alcanzó un precio de cierre de 28,48 €/MWh, un 16% mayor al del lunes anterior. Sin embargo, el martes 6 de junio se registró una caída del 13% respecto al día anterior y se alcanzó el precio de cierre mínimo semanal, de 24,86 €/MWh, aunque este precio todavía fue un 0,7% mayor al del martes anterior. Posteriormente, los precios aumentaron y el viernes 9 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 32,05 €/MWh. Este precio fue un 35% mayor al del viernes anterior y representó una subida del 19% respecto al precio de cierre del jueves 8 de junio. Como resultado de estas subidas, el promedio semanal aumentó un 13% respecto a la semana anterior. Desde la semana del 10 de abril los promedios semanales habían estado bajando de forma ininterrumpida.
En la segunda semana de junio, los problemas en el suministro desde Noruega continuaron influenciando al alza los precios de los futuros de gas TTF. Además, la competencia de los mercados asiáticos por el suministro de gas natural licuado procedente de Estados Unidos también contribuyó a las subidas de precios registradas.
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 2023, durante la segunda semana de junio, registraron incrementos casi todos los días. La excepción fue el martes 6 de junio, cuando tras un descenso del 1,0% respecto al lunes, se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 81,66 €/t. Este precio todavía fue un 1,4% mayor al del martes anterior. Por otra parte, como resultado de los incrementos de precios registrados, el viernes 9 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 86,79 €/t, el cual fue un 9,9% mayor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación y valoración de proyectos renovables
El jueves 8 de junio, se celebró el webinar número 34 de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen, con la participación de ponentes invitados de Engie. Los temas tratados en este webinar fueron la financiación de proyectos de energías renovables, los PPA, las perspectivas de los mercados de energía europeos en la segunda mitad de 2023 y los principales temas regulatorios del sector eléctrico.
El próximo webinar de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen está planificado para el día 13 de julio. En este caso, además de la evolución de los mercados de energía y de la financiación de proyectos de energías renovables, se analizará el uso de las métricas probabilísticas para la obtención de previsiones de precios de mercados eléctricos de largo plazo. El webinar también tratará sobre los principales vectores de la transición energética. Por otra parte, Roger Font, Director Project Finance Energy en Banco Sabadell y Josep Montañes, Corporate General Manager de Ecoener, participarán en la mesa de análisis del webinar en español.
