En la segunda semana de julio, los precios promedio semanales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, con las mayores subidas en Portugal y España. La caída de la producción eólica en la península ibérica e Italia y la subida del gas favorecieron esta tendencia. Francia, España e Italia registraron récords históricos de producción solar fotovoltaica, mientras los futuros de Brent y gas TTF repuntaron por las tensiones entre Estados Unidos e Irán
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 6 de julio, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Francia registró el mayor incremento, del 14%, seguida de Alemania, con un 13%, e Italia, con un 9,9%. La producción aumentó un 7,6% en Portugal y un 6,3% en España. Portugal acumuló incrementos por segunda semana consecutiva, mientras que España mantuvo la tendencia al alza por cuarta semana.
Durante la semana, Francia, España e Italia alcanzaron récords históricos de producción solar fotovoltaica. Francia registró su máximo histórico el lunes 6 de julio, con 199 GWh. España alcanzó su récord el 8 de julio, con 277 GWh, e Italia, el 10 de julio, con 167 GWh. Por su parte, Portugal y Alemania alcanzaron sus máximos históricos de producción solar fotovoltaica para un día de julio. Portugal registró el máximo el 7 de julio, con 34 GWh, mientras que Alemania lo alcanzó el 10 de julio, con 494 GWh. Además, esta cifra representó la segunda producción solar fotovoltaica diaria más alta de la historia de Alemania.
Para la semana del 13 de julio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting anticipan incrementos en Alemania e Italia y descensos en España.
En la segunda semana de julio, la producción eólica aumentó respecto a la semana anterior en Alemania y Francia, con incrementos del 11% y el 22%, respectivamente. Alemania acumuló aumentos por segunda semana consecutiva, mientras que Francia mantuvo la tendencia al alza por tercera semana. En cambio, la producción eólica descendió en los mercados de la península ibérica e Italia. Portugal registró la mayor caída, del 57%, seguido de España, con un 54%, e Italia, con un 45%.
El 7 de julio, Alemania alcanzó su máximo histórico de producción eólica para un día de julio, con 788 GWh.
Para la semana del 13 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting anticipan una recuperación en Portugal, España e Italia, y descensos en Alemania y Francia.
Demanda eléctrica
En la segunda semana de julio, la demanda eléctrica aumentó respecto a la semana anterior en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Gran Bretaña registró el mayor incremento, del 5,9%, seguida de Francia, con un 5,6%, y España, con un 4,5%. Bélgica e Italia registraron aumentos del 3,9% y el 2,8%, respectivamente. En cambio, la demanda descendió un 1,2% en Alemania y un 5,1% en Portugal. Alemania acumuló descensos por segunda semana consecutiva.
Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados. Gran Bretaña registró el mayor incremento, de 3,9°C, seguida de Francia, con 3,5°C, y Bélgica, con 3,2°C. En España y Alemania, las temperaturas medias aumentaron 0,7°C y 0,1°C, respectivamente. En cambio, descendieron 1,1°C en Portugal y 0,3°C en Italia.
Para la tercera semana de julio, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting anticipan incrementos en Italia y Bélgica. En cambio, prevén descensos en los mercados de la península ibérica, Francia, Alemania y Gran Bretaña. La Fiesta Nacional de Francia, que se celebra el 14 de julio, contribuirá al descenso de la demanda eléctrica en el mercado francés.
Mercados eléctricos europeos
Los precios diarios de los principales mercados europeos aumentaron con fuerza en la segunda semana de julio, especialmente en la península ibérica. Como consecuencia, los promedios semanales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado portugués registró la mayor subida porcentual de precios, del 70%, seguido del mercado español, con un 61%. En el resto de los mercados que registraron incrementos, los precios subieron entre el 6,8% del mercado italiano y el 18% del mercado francés. El mercado nórdico también registró un aumento, del 7,1%. En cambio, los precios descendieron en los mercados alemán, belga y neerlandés, con caídas del 6,7%, el 3,3% y el 6,0%, respectivamente.
En la semana del 6 de julio, el mercado italiano registró el mayor promedio semanal, de 144,09 €/MWh, seguido del mercado británico, con 118,92 €/MWh, y el mercado belga, con 108,38 €/MWh. Los mercados portugués, neerlandés, español y alemán se situaron entre los 98,33 €/MWh de Alemania y los 107,68 €/MWh de Portugal. El mercado francés registró un promedio de 92,42 €/MWh, mientras que el mercado nórdico presentó el menor promedio semanal, de 56,68 €/MWh.
Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado nórdico registró precios inferiores a 45 €/MWh en diversas ocasiones durante la segunda semana de julio. El día 12 de julio, este mercado alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 39,86 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios diarios se mantuvieron por encima de 70 €/MWh durante la segunda semana de julio.
Por otra parte, los precios diarios superaron los 100 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante algunas sesiones de la segunda semana de julio, excepto en el mercado nórdico. El 9 de julio, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 153,73 €/MWh. El día 8 de julio el mercado portugués registró su precio más alto desde el 11 de marzo, de 123,12 €/MWh, mientras que el mercado español registró su mayor precio desde la misma fecha el día 10 de julio, con un promedio de 117,85 €/MWh. En ambos mercados, los precios fueron todavía mayores el lunes 13 de julio, pero se mantuvieron por debajo de los niveles del 10 de marzo. En la segunda semana de julio, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 favorecieron el aumento de los precios en los mercados eléctricos europeos. El fuerte descenso de la producción eólica en España, Portugal e Italia impulsó el aumento de los precios en estos mercados durante la segunda semana de julio. En Francia y Gran Bretaña, el incremento de la demanda eléctrica también contribuyó a la subida de los precios. Por el contrario, el aumento de la producción eólica y solar fotovoltaica en Alemania favoreció el descenso de los precios en este mercado.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de julio, los precios aumentarán en los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la demanda en algunos mercados. En Alemania y Francia la producción eólica bajará, mientras que en España descenderá la producción solar. Los precios del gas también condicionarán la evolución de los precios en los mercados eléctricos europeos.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal el lunes 6 de julio, de 71,99 $/bbl, un nivel prácticamente igual al del viernes anterior. Durante la semana, los precios repuntaron y el día 8 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 78,02 $/bbl. En las dos últimas sesiones de la semana, los precios retrocedieron ligeramente. El viernes 10 de julio, el precio de cierre se situó en 76,01 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue todavía un 5,4% superior al del viernes anterior.
El repunte de los precios de los futuros de petróleo Brent durante la segunda semana de julio estuvo motivado por el recrudecimiento de las tensiones entre Estados Unidos e Irán. Ambos países intercambiaron nuevos ataques militares durante el fin de semana previo al inicio de la semana, lo que renovó las dudas sobre la continuidad del tránsito marítimo por el estrecho de Ormuz, una ruta clave para en torno al 20% del comercio mundial de petróleo y gas. Esta disrupción mantuvo una prima de riesgo en los precios del crudo, a pesar de que Estados Unidos e Irán mantuvieron abiertas las conversaciones técnicas y de paz a lo largo de la semana.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 6 de julio registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 44,13 €/MWh, un 2,4% menor al del viernes anterior. Los precios aumentaron de forma sostenida a lo largo de la semana y el jueves 9 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 50,10 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más elevado desde el 20 de mayo. El viernes 10 de julio, el precio de cierre fue de 48,66 €/MWh, un 7,6% superior al del viernes anterior.
El aumento de los precios de los futuros de gas TTF durante la segunda semana de julio también estuvo motivado por el incremento de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán y su impacto sobre el tránsito de gas natural licuado a través del estrecho de Ormuz. Los nuevos ataques militares entre ambos países elevaron el riesgo percibido sobre los suministros de GNL procedentes del golfo Pérsico y presionaron los precios al alza durante gran parte de la semana. El viernes 10 de julio, los precios retrocedieron ligeramente ante los indicios de que Estados Unidos e Irán mantenían abiertas las conversaciones diplomáticas. Sin embargo, el nivel de las reservas europeas de gas, todavía por debajo de la media estacional de los últimos cinco años, continuó respaldando los precios por encima de 48 €/MWh.
Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el lunes 6 de julio registraron su precio de cierre máximo semanal, de 81,81 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,5% superior al del viernes anterior y el más alto desde el 5 de febrero. Los precios descendieron posteriormente y el día 8 de julio alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 79,04 €/t. El viernes 10 de julio, el precio de cierre fue de 79,21 €/t, un 1,7% inferior al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 9 de julio, AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición número 68 de su serie de webinars mensuales. La sesión repasó la evolución y las perspectivas de los mercados de energía europeos, y analizó la situación actual y las perspectivas de los PPA, la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento, así como las perspectivas del almacenamiento de energía y las oportunidades de hibridación con energías renovables y autoconsumo. La mesa de análisis del webinar, celebrada en español, contó con la participación de Pedro González, Director General de AEGE, y Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell.
