Un fin de semana de precios negativos en casi todos los mercados eléctricos europeos

En la segunda semana de junio, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. El fin de semana casi todos los mercados alcanzaron precios horarios negativos. En el mercado ibérico se registraron precios de ‑2,00 €/MWh, que es el valor más bajo de la historia en este mercado. En Francia el sábado se alcanzó el precio más bajo desde finales de mayo de 2020. Estas caídas estuvieron favorecidas por el aumento de la producción eólica en casi todos los mercados y de la solar en la península ibérica. En Portugal se alcanzó el récord histórico de producción fotovoltaica y en Francia tanto la eólica como la solar registraron la producción más alta para un mes de junio.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica

En la semana del 10 de junio, la producción solar registró incrementos respecto a la semana anterior en la península ibérica. En Portugal la subida fue del 22% y en España, donde se incluye a la solar fotovoltaica y la , fue del 3,0%. Sin embargo, en Alemania, Francia e Italia se registraron descensos, del 7,4%, 3,8% y 2,5%, respectivamente.

En Portugal se alcanzó el récord histórico de producción diaria el jueves 13 de junio, al generarse 22 GWh con esta tecnología. Ese mismo día, en Francia, a pesar del descenso en la producción semanal, se registró la mayor generación con esta tecnología para un mes de junio de la historia, de 119 GWh.

Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, enAlemania y España se espera que en la tercera semana de junio la producción solar sea superior a la de la semana precedente. Sin embargo, se prevé que Italia mantenga la tendencia decreciente de la semana anterior.

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.

Producción eólica

En la segunda semana de junio, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mayores incrementos se registraron en Francia e Italia, con subidas del 131% y 108% en cada caso. Portugal y Alemania registraron incrementos del 60% y 49%, respectivamente. España fue la excepción, al registrarse un descenso de la generación con esta tecnología por segunda semana consecutiva, de un 5,8% en esta ocasión.

El sábado 15 de junio en Francia se registró la mayor producción eólica para un mes de junio de su historia, de 223 GWh.

En la semana del 17 de junio, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la producción con esta tecnología descienda en todos los mercados analizados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.

Demanda eléctrica

En la semana del 10 de junio, la demanda eléctrica se comportó de manera heterogénea en los principales mercados eléctricos europeos. Por una parte, en los mercados de Gran Bretaña, Italia, los Países Bajos y Alemania la demanda aumentó con respecto a la primera semana de junio. El mayor incremento se registró en el mercado británico, y fue de 7,9%. En los mercados italiano y neerlandés las subidas fueron de un 3,8% y un 3,7%, respectivamente.

El mercado alemán tuvo una subida por tercera semana consecutiva, en esta ocasión de 0,4%. Por otro lado, los mercados de Portugal, España, Bélgica y Francia registraron descensos en la demanda. El mercado portugués fue el de mayor descenso, del 7,7%. En este caso, la menor demanda se debe al festivo nacional del 10 de junio, Día de Portugal, y al festivo del 13 de junio, Día de San Antonio, que celebran algunas regiones del país. En el mercado español la bajada fue del 3,8% y en el belga del 1,9%, mientras que el francés tuvo el menor descenso, del 0,7%.

Durante la semana, las temperaturas medias disminuyeron respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados. En los mercados de Alemania, Francia, Portugal y España los descensos estuvieron entre 1,2 °C en Alemania y 1,6 °C en España. En el resto de los principales mercados eléctricos europeos, las temperaturas medias bajaron entre 0,1 °C en Italia y 0,7 °C en Bélgica.

Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, en la segunda semana de juniose espera que la demanda eléctrica aumente respecto a la semana anterior en Italia, Portugal, España y Francia y que baje en Gran Bretaña, Alemania, los Países Bajos y Bélgica.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos

Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con subidas del 23% y el 26%, respectivamente. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia registró la mayor caída porcentual de precios, del 43%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 8,1% del mercado IPEX de Italia y el 35% del mercado MIBEL de Portugal.

El mercado británico y el mercado italiano alcanzaron los mayores promedios, de 87,14 €/MWh y 99,00 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado francés registró el menor promedio semanal, de 21,01 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 34,31 €/MWh del mercadonórdico y los 63,96 €/MWh del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios horarios, la mayoría de los mercados europeos analizados registraron precios negativos los días 15 y 16 de junio. Las excepciones fueron los mercados italiano y británico, que no tuvieron precios negativos en la segunda semana de junio. Además de durante el fin de semana, el mercado francés registró un precio negativo el día 10 de junio, de 16:00 a 17:00.

Por otra parte, los mercados belga y francés registraron el precio horario más bajo de la segunda semana de junio, de ‑80,02 €/MWh, el sábado, 15 de junio, de 14:00 a 15:00. En el caso de los mercados portugués y español, el domingo, 16 de junio, estos mercados registraron un precio de ‑2,00 €/MWh durante dos y seis horas, respectivamente. Este fue el precio horario más bajo de la historia de estos mercados.

Por lo que respecta a los precios diarios, el sábado, 15 de junio, el mercado francés alcanzó un precio diario de ‑5,76 €/MWh. Este precio fue el más bajo desde finales de mayo de 2020 en este mercado.

Durante la semana del 10 de junio, el incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Además, la demanda cayó en algunos mercados como el belga, el francés, el español o el portugués. El aumento de la producción solar en la península ibérica también contribuyó a la caída de los precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados podrían volver a subir en la tercera semana de junio, influenciados por el descenso de la producción eólica. Sin embargo, los precios podrían continuar bajando en el mercado MIBEL, ayudados por el incremento de la producción solar en España.

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

Brent, combustibles y CO~2~

En la segunda semana de junio, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE fueron superiores a 80 $/bbl. El lunes, 10 de junio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 81,63 $/bbl, el cual ya fue un 2,5% mayor al de la última sesión de la semana anterior. Los precios continuaron aumentando hasta el jueves, 13 de junio. Ese día, los futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 82,75 $/bbl. Tras un ligero descenso del 0,2%, el viernes, 14 de junio, el precio de cierre fue de 82,62 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 3,8% mayor al del viernes anterior.

En la segunda semana de junio, las expectativas de un incremento de la demanda con el inicio de las vacaciones de verano en el hemisferio norte propiciaron el incremento de los precios. Sin embargo, la posibilidad de que los tipos de interés en Estados Unidos continúen elevados hasta final de año frenó la tendencia ascendente al final de la segunda semana de junio.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes, 10 de junio, registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 34,26 €/MWh. Este precio ya fue un 3,5% mayor al de la última sesión de la semana anterior. Los precios continuaron aumentando hasta el jueves, 13 de junio. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 35,72 €/MWh. El viernes, 14 de junio, hubo una caída del 1,0% respecto al día anterior y el precio de cierre fue de 35,36 €/MWh. Sin embargo, según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 6,8% mayor al del viernes anterior.

En la segunda semana de junio, los descensos no planificados en el suministro de gas desde Noruega contribuyeron al incremento de los precios de los futuros de gas TTF. Por otra parte, las olas de calor en Asia propiciaron el incremento de la demanda de gas natural licuado en la región, favoreciendo también el incremento de los precios. Además, la interrupción no planificada en el suministro desde una importante planta de exportación australiana podría durar semanas.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO~2~ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2024, el lunes, 10 de junio, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 70,80 €/t. En la segunda semana de junio, los precios de estos futuros continuaron con la tendencia descendente de la semana anterior. Como resultado, el viernes, 14 de junio, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 68,28 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,4% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el final de abril.

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

Análisis sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, la financiación de proyectos renovables y los PPA

El jueves 13 de junio tuvo lugar el webinar número 45 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. Este webinar analizó la evolución de los mercados de energía europeos y las perspectivas en la segunda mitad de 2024, las oportunidades de crecimiento del sector renovable, los retos regulatorios y de diseño del mercado mayorista y la actualidad del mercado de PPA en España. En esta ocasión, ponentes de Engie Spain participaron, por sexta vez, en la serie de webinars mensuales.

AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán el webinar número 46 de su serie el jueves 11 de julio. Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el webinar abordará la canibalización de precios, los precios bajos, el apuntamiento de las tecnologías renovables, las perspectivas para la fotovoltaica, las baterías y la hibridación, así como los PPA desde el punto de vista de los grandes consumidores y electrointensivos. También se explicarán las nuevas divisiones de AleaSoft para impulsar las energías renovables y la transición energética. En la mesa de análisis del webinar, participarán ponentes invitados de AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia y CESCE.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.