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En la tercera semana de agosto, la producción eólica, en conjunto con el descenso de la demanda y las temperaturas medias en el mercado ibérico de España y Portugal, contribuyeron a la bajada de los precios. En el resto de los principales mercados eléctricos europeos, la mayoría registraron precios superiores a los de la semana precedente con una menor producción solar. Los precios de los futuros del gas TTF se mantuvieron por debajo de los 40 €/MWh de la semana anterior
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 12 de agosto, la producción solar disminuyó en todos los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados de Francia e Italia registraron los mayores descensos, del 19% y el 13% respectivamente. En el resto de los mercados, los descensos oscilaron entre el 9,2% en Alemania y el 0,3% en Portugal.
En la semana del 19 de agosto, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia de la semana anterior se revertirá, con un aumento de la producción solar en Alemania y España. En Italia se prevé que la producción solar continúe disminuyendo.
En la semana del 12 de agosto, la producción eólica aumentó en los mercados de la península ibérica y Francia en comparación con la semana anterior. En este caso, los incrementos fueron del 43% en el mercado portugués, del 15% en el francés y del 9,2% en el español. Por otro lado, los mercados de Alemania e Italia registraron descensos en la generación eólica de un 20% y un 7,1% respectivamente.
En la cuarta semana de agosto, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, las tendencias de la semana anterior se revertirán. La producción eólica aumentará en Alemania e Italia, pero disminuirá en Francia y Península Ibérica.
Demanda eléctrica
En la semana del 12 de agosto, la demanda eléctrica de los principales mercados eléctricos europeos se comportó de manera heterogénea en comparación con la semana anterior. En los países donde fue festivo el 15 de agosto, por la celebración de la Asunción de la Virgen María, la demanda en los mercados eléctricos disminuyó. El mercado italiano registró el mayor descenso, del 12%, y el mercado francés, el menor, del 3,7%. En los mercados español y portugués la demanda cayó un 9,6% y un 7,9% respectivamente. En el mercado belga, la demanda aumentó por tercera semana consecutiva, a pesar del festivo del 15 de agosto, esta vez un 2,2%.
En el resto de los mercados, la demanda aumentó. En este caso, el mercado neerlandés experimentó el mayor aumento del 13%. En Alemania y Gran Bretaña los incrementos fueron del 2,3% y 2,0% respectivamente.
Durante la semana en cuestión, las temperaturas medias aumentaron entre el 1,8°C en Alemania y el 0,1°C en Italia. En España, Gran Bretaña y Portugal las temperaturas medias fueron entre 1,3°C y 0,4°C más bajas. En Francia las temperaturas medias se mantuvieron similares a la semana precedente.
Para la semana del 19 de agosto, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, los cambios en la demanda seguirán siendo heterogéneos. La demanda aumentará en los mercados de Alemania, Italia, España y Portugal. Por otro lado, en los mercados de Francia, Bélgica, Países Bajos y Gran Bretaña la demanda disminuirá.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de agosto, los precios promedio semanales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos fueron superiores a los de la semana precedente. El mercado EPEX SPOT de Francia fue el de mayor incremento de los precios, del 115%, seguido por la subida del 42% en el mercado EPEX SPOT de Bélgica. En los mercados EPEX SPOT de Alemania y los Países Bajos y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, los incrementos de los precios estuvieron entre el 27% del mercado alemán y 24% del mercado nórdicos. El mercado IPEX de Italia registró la menor variación, con un aumento del 1,2%. El mercado MIBEL de España y Portugal fue la excepción, ya que los precios descendieron un 13% con respecto a los de la semana del 5 de agosto.
Por otro lado, el mercado italiano registró el mayor precio promedio semanal, de 130,21 €/MWh, y los precios de los mercados de Alemania y los Países Bajos le siguieron con 96,41 €/MWh y 89,88 €/MWh, respectivamente. En el resto de los principales mercados eléctricos europeos, los precios semanales oscilaron entre los 21,42 €/MWh del mercado de los países nórdicos y los 81,79 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.
Durante la semana del 12 de agosto, los mercados de los Países Bajos, Bélgica y Alemania registraron horas con precios negativos. El mercado neerlandés registró precios negativos en algunas horas de los días 12 y 15 de agosto, siendo el precio más bajo de la semana, de ‑10,06 €/MWh entre las 14:00 y las 15:00 del 12 de agosto. El mercado alemán registró un precio negativo de ‑0,04 €/MWh el 15 de agosto entre las 14:00 y las 15:00, mientras que en el mercado belga los precios negativos sucedieron el domingo 18 de agosto entre las 15:00 y las 17:00, de ‑5,48 €/MWh y ‑0,38 €/MWh, respectivamente. El mercado ibérico registró precios de 0 €/MWh entre las 10:00 y las 17:00 del 15 de agosto y las 11:00 y 18:00 del 18 de agosto.
El aumento de la demanda en algunos de los principales mercados eléctricos europeos, en conjunto con la bajada de la producción eólica en Alemania e Italia y la producción solar en estos mercados y de los mercados de Francia y la península ibérica, ayudó al incremento de los precios en la mayoría de los mercados. Sin embargo, en el mercado ibérico, el aumento de la producción eólica en conjunto con una menor demanda, propició la bajada de los precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 19 de agosto, los precios semanales aumentarán con respecto a la semana precedente en los mercados de la península ibérica, Reino Unido, Bélgica y los Países Bajos. Estos mercados experimentarán un aumento debido a la mayor demanda en la mayoría de ellos y al descenso de la producción eólica en el caso del mercado ibérico. Por otro lado, se espera que los mercados de Alemania, Francia e Italia vean descender los precios. Esta disminución en los precios será favorecida por una mayor producción eólica en Italia y Alemania, además del aumento de la producción solar en Alemania.
Brent, combustibles y CO₂
En la semana del 12 de agosto, los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un cambio de tendencia con respecto a la semana anterior. El lunes 12 de agosto registraron el precio de cierre más alto de la semana, de 82,30 $/bbl. En los dos días posteriores descendieron hasta los 79,76 $/bbl del día 14 de agosto. Posteriormente, el jueves 15 los precios se incrementaron en un 1,6% respecto al día anterior para luego descender hasta el mínimo de la semana, de 79,68 $/bbl, el viernes 16 de agosto. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, este valor es similar al del viernes anterior. Aun así, el promedio semanal fue un 3,5% superior que el de la semana anterior.
Los precios del petróleo Brent aumentaron durante la tercera semana de agosto tras disiparse los temores a una recesión en Estados Unidos, aunque continúa la disminución en la demanda de crudo por parte de China. A esto se le suman también el panorama geopolítico, con nuevas conversaciones en Catar sobre la franja de Gaza y al riesgo de una escalada regional del conflicto, que podría afectar el suministro de crudo.
En el mercado ICE, los futuros de gas TTF para el Front Month, durante la tercera semana de agosto, descendieron ligeramente con respecto al último día de la semana anterior, aunque el promedio semanal de los precios de cierre fue superior en un 3,5% a los de la semana anterior. El precio de cierre más bajo de la semana, de 38,97 €/MWh, se registró el día 14 de agosto. Posteriormente, los precios volvieron a aumentar cada día, alcanzando el viernes 16 de agosto un precio de cierre de 39,64 €/MWh, un 1,9% inferior al del viernes de la semana pasada.
La disminución de los temores a posibles recortes del suministro de gas en Ucrania y gasoductos rusos, permitieron que los precios descendieran ligeramente durante la tercera semana de agosto con respecto al viernes de la semana precedente.
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 2024, aumentó en la sesión del lunes 12 de agosto, hasta el máximo de la semana de 72,65 €/t. El martes 13 se registró el menor precio de cierre de la semana, de 71,29 €/t, para posteriormente ascender nuevamente hasta los 72,52 €/t, el viernes 16 de agosto. El promedio semanal de los precios de cierre fue un 2,9% mayor que el de la semana del 5 de agosto.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y el almacenamiento de energía
Entre las divisiones de AleaSoft Energy Forecasting está AleaWite, la división especializada en proporcionar información sobre el sector de la energía. AleaWhite ofrece informes personalizados de los mercados de energía, así como la plataforma de datos online Alea Energy DataBase, útiles para el análisis e investigación sobre estos mercados. Además, AleaWhite se encarga de la divulgación de noticias del ámbito energético a través de su resumen semanal de noticias y organiza webinars sobre temas de actualidad del sector de la energía.
En agosto están realizando una promoción de estas previsiones, que utilizan una metodología científica basada en Inteligencia Artificial, series temporales y modelos estadísticos.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
Fuente Comunicae
