{"id":128786,"date":"2022-07-18T14:46:43","date_gmt":"2022-07-18T12:46:43","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=128786"},"modified":"2022-07-18T14:46:46","modified_gmt":"2022-07-18T12:46:46","slug":"record-produccion-solar-fotovoltaica-alemania-superar-38-gwh","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/record-produccion-solar-fotovoltaica-alemania-superar-38-gwh\/","title":{"rendered":"R\u00e9cord de producci\u00f3n solar fotovoltaica en Alemania al superar los 38\u00a0GWh en una hora"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 18 de julio de 2022. El 17 de julio, en Alemania se registr\u00f3 la mayor producci\u00f3n solar horaria de su historia, al superar los 38 GWh entre las 13:00 y las 14:00. Tambi\u00e9n se registr\u00f3 un r\u00e9cord de producci\u00f3n solar termoel\u00e9ctrica en Espa\u00f1a peninsular el 12 de julio. Estos r\u00e9cords se producen en una semana en que los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior, favorecidos por el aumento de la demanda en medio de la ola de calor, los altos precios del gas y una menor producci\u00f3n e\u00f3lica.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termoel\u00e9ctrica y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n\n\n\n

En la segunda semana de julio la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 un 18% en Alemania respecto a la semana anterior. Adem\u00e1s, el 17 de julio entre las 12:00 y las 15:00 se registraron las tres horas de mayor producci\u00f3n solar de la historia en este mercado. El valor m\u00e1s alto fue entre las 13:00 y las 14:00, cuando se superaron los 38 GWh. En los mercados de Francia e Italia tambi\u00e9n aument\u00f3 la producci\u00f3n solar, un 2,1% y un 1,8%, respectivamente.<\/p>\n\n\n\n

En Espa\u00f1a peninsular, la producci\u00f3n solar termoel\u00e9ctrica<\/strong> registr\u00f3 un r\u00e9cord horario el 12 de julio a las 13:00, de 2221,80 MWh. Sin embargo, el conjunto de la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong> y termoel\u00e9ctrica disminuy\u00f3 un 14% respecto a la semana anterior. En Portugal tambi\u00e9n se registr\u00f3 un descenso del 14% en la producci\u00f3n solar.<\/p>\n\n\n\n

En la tercera semana de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que la producci\u00f3n solar aumentar\u00e1 en Alemania pero disminuir\u00e1 en Espa\u00f1a e Italia.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Produccion solar fotovoltaica termoelectrica electricidad Europ<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n\n\n\n
AleaSoft - Perfil produccion solar fotovoltaica Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n\n\n\n

En cuanto a la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, en la semana del 11 de julio disminuy\u00f3 en todos los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> respecto a la semana que comenz\u00f3 el 4 de julio. Los descensos estuvieron entre el 13% de Portugal y el 64% de Italia.<\/p>\n\n\n\n

Las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la semana del 18 de julio la producci\u00f3n e\u00f3lica aumentar\u00e1 en la mayor\u00eda de mercados excepto en Alemania donde se espera un ligero descenso.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Produccion eolica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n\n\n\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n\n\n\n

Durante la semana del 11 de julio, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> se comport\u00f3 mayoritariamente al alza en los mercados europeos analizados respecto a la semana anterior. Los mayores incrementos se registraron en los mercados de Espa\u00f1a y Portugal, los cuales fueron del 9,1% y 5,8%, respectivamente. En los mercados de Gran Breta\u00f1a y Pa\u00edses Bajos la demanda aument\u00f3 un 3,8% en ambos casos. El mercado franc\u00e9s fue el de menor subida, del 0,1%, por la disminuci\u00f3n de la laboralidad del jueves 14 de julio, fiesta nacional de Francia. Estos aumentos estuvieron favorecidos por la subida de las temperaturas medias, principalmente en Espa\u00f1a, Francia y Portugal, donde aumentaron m\u00e1s de 3 \u00b0C durante este per\u00edodo por la ola de calor que est\u00e1 afectando a gran parte de Europa Occidental.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, la demanda baj\u00f3 en los mercados de Alemania, Italia y B\u00e9lgica. Las mayores ca\u00eddas se registraron en los mercados de Alemania e Italia, y fueron del 2,5% y 1,2% en cada caso. En el mercado belga la bajada fue del 0,5%.<\/p>\n\n\n\n

Para la tercera semana de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> estiman que la demanda aumentar\u00e1 en la mayor\u00eda de los mercados de Europa favorecida por el incremento de las temperaturas en gran parte del continente. Las excepciones ser\u00e1n los mercados de B\u00e9lgica, Espa\u00f1a y Gran Breta\u00f1a donde se espera que la demanda el\u00e9ctrica sea inferior a la registrada durante la segunda semana de julio. En el caso de B\u00e9lgica la bajada estar\u00e1 favorecida principalmente por el festivo nacional del jueves 21 de julio, mientras que en Espa\u00f1a se deber\u00e1 a temperaturas menos c\u00e1lidas que las registradas durante la semana del 11 de julio.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Demanda electricidad paises Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.<\/span><\/div>\n\n\n\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h2>\n\n\n\n

En la semana del 11 de julio, los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> aumentaron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, del 34%, seguida por la subida del 30% del mercado EPEX SPOT <\/strong>de Alemania. En cambio, el menor aumento, del 1,9%, fue el del mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 3,4% del mercado MIBEL de Portugal y el 21% del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

En la segunda semana de julio, el promedio m\u00e1s elevado, de 422,93 \u20ac\/MWh se alcanz\u00f3 en el mercado IPEX <\/strong>de Italia. Por otra parte, el menor promedio semanal, de 72,89 \u20ac\/MWh, fue el del mercado Nord Pool. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 145,92 \u20ac\/MWh del mercado espa\u00f1ol y los 372,55 \u20ac\/MWh del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los precios horarios, en la segunda semana de julio se registraron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica y los Pa\u00edses Bajos. En el mercado alem\u00e1n se registraron dos horas con precios negativos el d\u00eda 16 de julio, mientras que en el mercado belga se registr\u00f3 una hora el d\u00eda 17. En ambos casos no se registraban precios negativos desde la primera quincena de junio. En el caso del mercado neerland\u00e9s, se registraron cinco horas con precios inferiores a cero el d\u00eda 16 de julio. En este mercado se alcanz\u00f3 el precio horario m\u00e1s bajo, de \u201177,43 \u20ac\/MWh, a las 14:00. Este precio fue el menor de este mercado desde finales de mayo.<\/p>\n\n\n\n

En cambio, el d\u00eda 18 de julio se alcanzaron precios horarios superiores a 600 \u20ac\/MWh en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Francia, Italia y los Pa\u00edses Bajos. Tambi\u00e9n en el mercado brit\u00e1nico se superaron las 600 \u00a3\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

Durante la semana del 11 de julio, los altos precios del gas y el descenso generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica respecto a la semana anterior propiciaron el aumento de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos, a pesar del incremento de la producci\u00f3n solar en algunos mercados.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, el l\u00edmite a los precios del gas aplicado en el mercado MIBEL permiti\u00f3 que sus precios fueran los m\u00e1s bajos despu\u00e9s de los del mercado Nord Pool. Sin embargo, parte de los consumidores deben pagar un precio mayor como compensaci\u00f3n por la limitaci\u00f3n del precio del gas. En el mercado espa\u00f1ol, el promedio de este precio fue de 295,63 \u20ac\/MWh en la semana del 11 de julio, un 23% mayor al de la semana anterior.<\/p>\n\n\n\n

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la semana del 18 de julio los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos podr\u00edan continuar aumentando, pese al incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en algunos mercados.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Precios mercados europeos electricidad<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, , Nord Pool y GME.<\/span><\/div>\n\n\n\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n\n\n\n

Durante la segunda semana de julio, los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo trimestre mostraron un comportamiento heterog\u00e9neo en los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. En el mercado EEX<\/strong> de Alemania, Francia e Italia y en el mercado ICE<\/strong> de B\u00e9lgica y Pa\u00edses Bajos, los precios bajaron entre las sesiones del 8 y el 15 de julio. La m\u00e1s pronunciada de las bajadas fue la del mercado franc\u00e9s, cuyo precio de cierre se redujo en un 12%, que, trat\u00e1ndose del mercado con los precios m\u00e1s altos, en t\u00e9rminos absolutos se trata de una bajada de 107,79 \u20ac\/MWh. En el resto de mercados los precios subieron, siendo la mayor subida la registrada en el mercado ICE de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un 19% de incremento alcanzando en la sesi\u00f3n del 15 de julio un precio de cierre de 231,55 \u20ac\/MWh, cifra que es bastante elevada para los precios habituales de los mercados de la regi\u00f3n n\u00f3rdica.<\/p>\n\n\n\n

Tambi\u00e9n fue dispar el comportamiento de los precios de los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2023. La bajada m\u00e1s pronunciada se produjo en el mercado ICE de B\u00e9lgica y tambi\u00e9n bajaron los precios de los mercados ICE de Reino Unido y Pa\u00edses bajos y EEX de Alemania, Italia y Reino Unido. Por otra parte, el mayor incremento en este caso fue el del mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un 12% de subida y seguido muy de cerca por el mercado ICE de la misma regi\u00f3n. Subieron tambi\u00e9n los precios en el mercado OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal y en el mercado EEX de Espa\u00f1a y Francia, aunque en este \u00faltimo caso la subida fue de tan solo un 0,7%.<\/p>\n\n\n

AleaSoft - Tabla precio liquidacion mercados futuros electricidad Europa Q1 y Y1<\/a><\/div>\n\n\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h2>\n\n\n\n

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong>, iniciaron la segunda semana de julio con un precio de cierre el lunes 11 de julio de 107,10 $\/bbl, que fue el m\u00e1ximo de la semana. Sin embargo, de martes a jueves los precios de cierre se mantuvieron por debajo de los 100 $\/bbl. El precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 99,10 $\/bbl, se registr\u00f3 el jueves 14 de julio y fue un 5,3% menor al del jueves anterior. Tambi\u00e9n fue el menor precio de cierre desde la primera quincena de abril. Pero el viernes los precios se recuperaron hasta alcanzar un precio de cierre de 101,16 $\/bbl, que fue un 5,5% menor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

La preocupaci\u00f3n por la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda favoreci\u00f3 que en la segunda semana de julio se registraran precios por debajo de los 100 $\/bbl. Aunque la demanda continua elevada, la Agencia Internacional de la Energ\u00eda modific\u00f3 a la baja sus previsiones de crecimiento para los a\u00f1os 2022 y 2023.<\/p>\n\n\n\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, iniciaron la segunda semana de julio con un precio de cierre de 164,52 \u20ac\/MWh, m\u00e1s de 10 \u20ac\/MWh menor al de la \u00faltima sesi\u00f3n de la semana anterior, de 175,21 \u20ac\/MWh. Posteriormente, los precios se recuperaron y el mi\u00e9rcoles 13 de julio se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 180,50 \u20ac\/MWh, que fue un 5,6% mayor al del mismo d\u00eda de la semana anterior. Sin embargo, durante los \u00faltimos d\u00edas de la semana los precios volvieron a descender. Como resultado, el precio de cierre del viernes 15 de julio fue de 159,57 \u20ac\/MWh, un 8,9% menor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

En la segunda semana de julio, la interrupci\u00f3n del suministro a trav\u00e9s del gaseoducto Nord Stream 1 debido a trabajos de mantenimiento ejerci\u00f3 su influencia al alza sobre los precios. Adem\u00e1s, un descenso en el flujo de gas procedente de Noruega tambi\u00e9n propici\u00f3 la subida de los precios el martes. Aunque el aumento del suministro desde este pa\u00eds tuvo el efecto contrario sobre los precios el viernes. Por otra parte, existe la preocupaci\u00f3n sobre si se restablecer\u00e1 el flujo de gas procedente de Rusia a trav\u00e9s del Nord Stream 1 despu\u00e9s de los trabajos de mantenimiento. Mientras tanto, la ola de calor podr\u00eda provocar un incremento de la demanda para generaci\u00f3n de electricidad en la semana del 18 de julio.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2022, en la segunda semana de julio se mantuvieron por debajo de los 86 \u20ac\/t. La semana se inici\u00f3 con aumentos y el martes 12 de julio se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 85,65 \u20ac\/t, que fue un 2,9% mayor al del martes anterior. Pero el mi\u00e9rcoles el precio descendi\u00f3 un 2,1% hasta los 83,87 \u20ac\/t, que fue el precio de cierre m\u00ednimo semanal. El resto de d\u00edas de la semana los precios se recuperaron y el precio de cierre del viernes 15 de julio fue de 85,38 \u20ac\/t, un 3,1% mayor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Precios gas carbon Brent CO2<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div>\n\n\n\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa y la financiaci\u00f3n de proyectos renovables<\/h2>\n\n\n\n

El 14 de julio se realiz\u00f3 la edici\u00f3n n\u00famero 24 de los webinars de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong>, que estuvo centrada en el hidr\u00f3geno verde<\/strong> como vector estrat\u00e9gico en la transici\u00f3n energ\u00e9tica<\/strong>. Los ponentes invitados de H2B2<\/strong>, \u00c1frica Castro, Business Development, y Anselmo Andrade, Integrated Product Director, resaltaron la necesidad de las ayudas y de una regulaci\u00f3n para el desarrollo del hidr\u00f3geno renovable. En el webinar, Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0, Associate Partner en AleaGreen<\/strong>, realiz\u00f3 el an\u00e1lisis de los mercados de energ\u00eda europeos en las \u00faltimas semanas y de las perspectivas para los pr\u00f3ximos meses. La grabaci\u00f3n del webinar se puede solicitar aqu\u00ed<\/a>.<\/p>\n\n\n\n

El siguiente webinar se realizar\u00e1 el 15 de septiembre<\/a>, contando con la participaci\u00f3n de Jorge Sim\u00e3o, COO en OMIP<\/strong>, y Pablo Villaplana, COO en OMIClear<\/strong>, que analizar\u00e1n la importancia de los mercados a plazo y las coberturas para el desarrollo de las energ\u00edas renovables<\/strong>. En la mesa de an\u00e1lisis participar\u00e1 Fernando Soto, Director General de AEGE<\/strong>, para hablar de la subasta de PPA renovables<\/strong> con electrointensivos<\/strong>. Como es habitual, Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0 realizar\u00e1 el an\u00e1lisis de la evoluci\u00f3n y perspectivas de los mercados de energ\u00eda.<\/p>\n\n\n