{"id":128913,"date":"2022-07-25T15:29:34","date_gmt":"2022-07-25T13:29:34","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=128913"},"modified":"2022-07-26T09:38:24","modified_gmt":"2022-07-26T07:38:24","slug":"francia-italia-lideran-subida-precios-mercados-electricos-ola-calor","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/francia-italia-lideran-subida-precios-mercados-electricos-ola-calor\/","title":{"rendered":"Francia e Italia lideran la subida de precios de los mercados el\u00e9ctricos durante la ola de calor"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 25 de julio de 2022. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos en Europa subieron por una combinaci\u00f3n de una subida de la demanda de electricidad y bajadas de las solar fotovoltaica y la e\u00f3lica, en medio de una situaci\u00f3n de precios muy altos del gas. Espa\u00f1a y Portugal se mantienen en la franja baja de precios por el tope del precio del gas y una ligera bajada de las temperaturas. Por otro lado, el precio de petr\u00f3leo Brent contin\u00faa a la baja frente al temor de una recesi\u00f3n a nivel global.<\/strong><\/p>\n

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

Durante la tercera semana de julio, la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 un 14% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica con respecto a la semana anterior. Por el contrario, la producci\u00f3n solar cay\u00f3 un 10% en el mercado franc\u00e9s, un 2,8% en el mercado italiano y un 0,5% en el mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

Para la cuarta semana de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican una reducci\u00f3n de la producci\u00f3n en Alemania, Espa\u00f1a e Italia.<\/p>\n

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

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> durante la semana del 18 de julio aument\u00f3 un 10% en comparaci\u00f3n con la semana precedente en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. En el resto de los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> la producci\u00f3n con esa tecnolog\u00eda se redujo entre un 4,6% y un 20%.<\/p>\n

Para la semana que comenz\u00f3 el 25 de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> esperan un aumento generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica en los mercados analizados.<\/p>\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

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

Durante la tercera semana de julio, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> se increment\u00f3 respecto a la semana anterior en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados. La mayor subida se registr\u00f3 en el mercado italiano, del 7,2%. El mercado de Pa\u00edses Bajos fue el segundo mercado de mayor aumento en la demanda, con una variaci\u00f3n del 4,6%. En los mercados de Francia, Gran Breta\u00f1a y Alemania, los incrementos fueron del 3,8%, 3,3% y 2,1% respectivamente. Estas subidas estuvieron favorecidas por el aumento de las temperaturas medias, principalmente en Alemania y Pa\u00edses Bajos, donde se incrementaron m\u00e1s de 3 \u00b0C durante este per\u00edodo.<\/p>\n

Por otra parte, la demanda baj\u00f3 en los mercados de Portugal, B\u00e9lgica y Espa\u00f1a. Las mayores ca\u00eddas se registraron en los mercados de Portugal y B\u00e9lgica, y fueron del 5,4% y 5,2% en cada caso. En el mercado espa\u00f1ol la bajada fue del 0,4%. Los descensos de la demanda de Portugal y Espa\u00f1a en la semana del 18 de julio estuvieron favorecidos por unas temperaturas m\u00e1s bajas que las registradas durante la semana que la precedi\u00f3. En el caso de B\u00e9lgica, el descenso de la demanda se debi\u00f3 a una menor laboralidad correspondiente al festivo del jueves 21 de julio, fiesta nacional de B\u00e9lgica.<\/p>\n

Para la \u00faltima semana de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> estiman que la demanda disminuir\u00e1 en la mayor\u00eda de los mercados de Europa favorecida por temperaturas m\u00e1s bajas a las registradas durante la semana precedente en gran parte del continente. Las excepciones ser\u00e1n los mercados de Portugal e Italia donde se espera que la demanda el\u00e9ctrica aumente.
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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><\/p>\n

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

En la semana del 18 de julio, los precios de casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> aumentaron respecto a la semana anterior. La excepci\u00f3n fue el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, con descensos del 4,9% y el 5,8% respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, del 105%, seguida por la subida del 28% del mercado EPEX SPOT <\/strong>de Francia. En cambio, el menor aumento, del 2,0%, fue el del mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 6,4% del mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos y el 14% del mercado IPEX <\/strong>de Italia.<\/p>\n

En la tercera semana de julio, el promedio m\u00e1s elevado, de 483,80 \u20ac\/MWh, fue el mercado italiano, seguido por el del mercado franc\u00e9s, de 475,48 \u20ac\/MWh. Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados espa\u00f1ol y portugu\u00e9s, de 138,70 \u20ac\/MWh y 139,60 \u20ac\/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 149,16 \u20ac\/MWh del mercado Nord Pool y los 355,09 \u20ac\/MWh del mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

Pese a que los precios del mercado MIBEL fueron los m\u00e1s bajos, parte de los consumidores deben pagar un precio mayor como compensaci\u00f3n por la limitaci\u00f3n del precio del gas aplicada en este mercado. En el mercado espa\u00f1ol, el promedio de este precio fue de 232,26 \u20ac\/MWh en la semana del 18 de julio, un 22% inferior al de la semana anterior.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el lunes 18 de julio se registraron precios horarios por encima de 600 \u20ac\/MWh en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Francia, Italia y los Pa\u00edses Bajos. En el mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, durante una hora de ese d\u00eda se superaron las 600 \u00a3\/MWh. Adem\u00e1s, en el caso de Francia, tambi\u00e9n se registraron precios horarios superiores a 600 \u20ac\/MWh los d\u00edas del 19 al 22 de julio. En el caso de Italia, hubo precios horarios por encima de 600 \u20ac\/MWh hasta el s\u00e1bado 23 de julio y tambi\u00e9n el lunes 25.<\/p>\n

En cambio, en la tarde del domingo 24 de julio, se registraron dos horas con precios negativos en el mercado neerland\u00e9s y tres en el mercado belga. El precio m\u00e1s bajo, de \u201189,95 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 entre las 13:00 y las 14:00 en el mercado belga y fue el precio horario m\u00e1s bajo de este mercado desde la primera mitad de junio.<\/p>\n

Durante la semana del 18 de julio, en la mayor\u00eda de los mercados, la demanda aument\u00f3, mientras que la producci\u00f3n e\u00f3lica y la producci\u00f3n solar descendieron respecto a la semana anterior. Esto junto con los altos precios del gas propici\u00f3 el aumento de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos. En cambio, en el caso del mercado ib\u00e9rico, la demanda descendi\u00f3, mientras que la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar aument\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. Esto favoreci\u00f3 el descenso de los precios del mercado MIBEL.<\/p>\n

AleaSoft - solar pv<\/a><\/div>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la semana del 25 de julio los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos podr\u00edan descender, influenciados por la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica y el descenso de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados.<\/p>\n

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

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante la tercera 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, en el mercado ICE<\/strong> de B\u00e9lgica y Pa\u00edses Bajos y en los mercados ICE y NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, los precios bajaron entre las sesiones del 15 y el 22 de julio. Las bajadas m\u00e1s pronunciadas fueron las de los mercados de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, que redujeron su precio entre un 8,5% y un 8,9%. En el resto de mercados los precios subieron, siendo la mayor subida la registrada en el mercado EEX de Reino Unido, con un 5,3% de incremento.<\/p>\n

Los precios de los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2023 tampoco registraron una tendencia generalizada. Las bajadas m\u00e1s pronunciadas se produjeron en los mercados ICE y NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y fueron de entre el 6,1% y el 6,6%. Tambi\u00e9n bajaron los precios de los mercados ICE de B\u00e9lgica y Pa\u00edses bajos y EEX de Alemania. Por otra parte, los mayores incrementos en este caso fueron en los mercados ICE y EEX de Reino Unido, con un 7,0% y 7,9% de subida respectivamente. Subieron tambi\u00e9n los precios en el mercado OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal y en el mercado EEX de Espa\u00f1a, Francia, Italia y Portugal.
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AleaSoft - Tabla precio liquidacion mercados futuros electricidad Europa Q1 y Y1<\/a><\/div><\/p>\n

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong>, iniciaron la tercera semana de julio con aumentos hasta alcanzar el martes 19 de julio un precio de cierre de 107,35 $\/bbl, que fue el m\u00e1ximo de la semana. Este precio fue 7,9% mayor al del martes anterior. Sin embargo, el resto de la semana los precios descendieron y el viernes 22 de julio se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 103,20 $\/bbl.<\/p>\n

La inflaci\u00f3n est\u00e1 afectando la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda y ejerciendo su influencia a la baja sobre la demanda, favoreciendo el descenso de los precios. Sin embargo, el suministro de petr\u00f3leo ruso podr\u00eda disminuir en los pr\u00f3ximos meses.<\/p>\n

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, la tercera semana de julio se mantuvieron por debajo de los 160 \u20ac\/MWh. La semana inici\u00f3 con descensos y el martes 19 de julio se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 154,46 \u20ac\/MWh, un 11% menor que el del mismo d\u00eda de la semana anterior. Posteriormente, los precios empezaron a recuperarse. Como resultado, el viernes 22 de julio se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 159,86 \u20ac\/MWh. Este precio fue muy similar al del viernes anterior, solo un 0,2% mayor.<\/p>\n

Pese al restablecimiento del suministro de gas procedente de Rusia a trav\u00e9s del gaseoducto Nord Stream 1 una vez finalizados los trabajos de mantenimiento, el temor a un posible corte de suministro persiste. En este contexto, el pasado 20 de julio, la Comisi\u00f3n Europea propuso recortar la demanda de gas en un 15% durante los pr\u00f3ximos meses. Por otra parte, la ma\u00f1ana del 24 de julio se produjo un incidente en el gaseoducto Medgaz interrumpi\u00e9ndose el suministro de gas a Espa\u00f1a procedente de Argelia para su reparaci\u00f3n.<\/p>\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, la tercera semana de julio presentaron una tendencia descendente. Como consecuencia, el precio de cierre del viernes 22 de julio fue de 76,30 \u20ac\/t, un 11% menor al del viernes anterior.<\/p>\n

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

El 14 de julio se realiz\u00f3 la edici\u00f3n n\u00famero 24 de los webinars de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong>. En ocasi\u00f3n el tema a analizar sobre la visi\u00f3n de futuro de la energ\u00eda en Europa fue 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, mostraron como los proyectos de electrolizadores para la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno pueden adaptarse individualmente a la caracter\u00edsticas particulares de cada prop\u00f3sito, ya sea para producir hidr\u00f3geno con los excedentes de una planta fotovoltaica o e\u00f3lica, ya sea para la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno para el sector del transporte o para la industria usando energ\u00eda de la red, ya sea para el almacenamiento estacional de energ\u00eda<\/strong>. Tambi\u00e9n resaltaron la necesidad de disponer de ayudas y de una regulaci\u00f3n clara y estable para el desarrollo del hidr\u00f3geno renovable. En el webinar, Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0, Associate Partner en AleaGreen<\/strong>, realiz\u00f3 el habitual 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

La siguiente edici\u00f3n de los webinars mensuales, la n\u00famero 25, se realizar\u00e1 el 15 de septiembre<\/a>, despu\u00e9s del per\u00edodo de vacaciones. Se contar\u00e1 en esta ocasi\u00f3n 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

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 25 de julio de 2022. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos en Europa subieron por una combinaci\u00f3n de una subida de la demanda de electricidad y bajadas de las solar fotovoltaica y la e\u00f3lica, en medio de una situaci\u00f3n de precios muy altos del gas. 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