Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 30 de mayo, la producción solar aumentó un 18% en el mercado alemán en comparación con la semana anterior. En los mercados italiano y francés también aumentó, un 4,0% y un 2,8% respectivamente. Por el contario, en la península ibérica la producción solar se redujo un 11%, debido al descenso del 18% en Portugal y del 11% en España.

Para la semana del 6 de junio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en la producción solar en el mercado alemán, mientras que se prevé que se reduzca en el mercado español y en el italiano.

La primera semana de junio culminó con una reducción generalizada de la producción eólica en comparación con la semana anterior, como se esperaba en AleaSoft Energy Forecasting. La mayor bajada se registró en el mercado alemán, en el que la producción con esta tecnología cayó un 69%. En el resto de los mercados analizados la producción eólica bajó entre un 40% y un 55%.

Para la semana del 6 de junio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican un incremento generalizado en la producción eólica.

Demanda eléctrica
En la semana del 30 de mayo, las temperaturas medias fueron más altas que las de la semana anterior en la mayoría de mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron los mercados de Gran Bretaña y los Países Bajos donde fueron ligeramente más bajas.

La demanda eléctrica se comportó de forma desigual en los mercados europeos analizados. En los mercados de Francia, Países Bajos, Bélgica y España la demanda aumentó, en los tres primeros casos favorecida por el hecho de que, en la semana anterior, el día 26 de mayo, se celebró el Día de la Ascensión en esos países. Los incrementos estuvieron entre el 2,2% de España y el 5,0% de Francia.

En los mercados de Alemania, Portugal, Gran Bretaña e Italia la demanda bajó. Los descensos estuvieron entre el 0,3% registrado en los mercados de Alemania y Portugal y el 7,7% del mercado de Italia. El día 2 de junio se celebró el Día de la República en Italia, y, en Gran Bretaña, los días 2 y 3 de junio fueron festivos para celebrar el Jubileo de Platino de Isabel II, lo que ayudó a que la demanda bajara.

En la semana del 6 de junio se prevé que las temperaturas medias aumenten de forma generalizada. En el caso de la demanda, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a que aumentará en todos los mercados excepto en Francia, Alemania y Bélgica.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 30 de mayo, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 93%. En cambio, el menor aumento, del 4,8%, fue el del mercado IPEX de Italia. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 14% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 59% del mercado EPEX SPOT de Alemania.

En la primera semana de junio, los precios promedio fueron inferiores a 200 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos analizados. Las excepciones fueron el mercado italiano con un promedio semanal de 227,60 €/MWh y el mercado MIBEL de Portugal y España, con 208,28 €/MWh y 208,24 €/MWh respectivamente. Por otra parte, el menor promedio semanal, de 124,70 €/MWh, se registró en el mercado Nord Pool. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 174,82 €/MWh del mercado británico y los 196,25 €/MWh del mercado francés.

Por lo que respecta a los precios horarios, pese a la subida de los precios promedio semanales, en los primeros días de junio se registraron precios horarios negativos en varios mercados. En el mercado belga, hubo una hora con precio negativo el día 4 de junio y ocho horas el día 6 de junio. El día 6 de junio también se registraron tres horas con precios negativos en el mercado alemán y seis en el mercado neerlandés. El precio más bajo, de ‑90,00 €/MWh, se alcanzó el día 6 de junio a las 14:00 en el mercado belga y fue el más bajo de este mercado desde el 24 de abril.

Durante la semana del 30 de mayo, el descenso generalizado de la producción eólica favoreció las subidas de precios de los mercados eléctricos europeos. En la península ibérica también disminuyó la producción solar, lo que contribuyó a que los precios del mercado MIBEL superaran los 200 €/MWh. Por otra parte, el promedio de los precios del gas y CO2 de la semana superó al de la semana anterior, ayudando también al aumento de los precios de los mercados eléctricos.

Los días 6 y 7 de junio los precios de la mayoría de mercados eléctricos analizados fueron hasta un 41% más bajos que el promedio de los días laborables de la semana anterior, excepto en Italia donde fueron un 1,0% más altos.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en el conjunto de la semana del 6 de junio los precios de los mercados eléctricos europeos podrían disminuir influenciados por un importante incremento de la producción eólica.

Futuros de electricidad
Durante la primera semana de junio, entre las sesiones del 27 de mayo y el 3 de junio, los precios de los futuros de electricidad para el cuarto trimestre de 2022 registraron comportamientos heterogéneos en los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Por una parte están el mercado EEX de Alemania y Reino Unido y el mercado ICE de Reino Unido, Bélgica y Países Bajos, donde los precios registraron bajadas de entre el 2,4% y el 5,5%. Por otra parte, están el mercado EEX de España e Italia y el mercado OMIP de España y Portugal, donde se observaron subidas importantes de entre el 10% y el 20%. Por último, están los mercados donde las variaciones fueron menores en relación con el resto, el mercado EEX de Francia y el mercado NASDAQ de los países nórdicos, ambos con subidas del 0,5%. También en la región nórdica, pero en el mercado ICE, la subida fue ligeramente más notable, de un 1,7%.

Sin embargo, al analizar los precios de los futuros para el próximo año, el comportamiento es mucho más homogéneo, con una subida generalizada en todos los mercados analizados. Los aumentos registrados van desde el 1,5% registrado en el mercado EEX de Reino Unido, hasta el 13% del mercado NASDAQ de los países nórdicos. No obstante, el incremento absoluto más elevado fue el registrado en el mercado EEX de Alemania, con una subida de 16,38 €/MWh.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, durante la primera semana de junio, se mantuvieron por encima de los 115 $/bbl. La semana empezó con aumentos de precios y el martes 31 de mayo se alcanzó un precio de cierre de 122,84 $/bbl. Este precio fue un 8,2% mayor al del martes anterior y el más alto desde el 8 de marzo. En cambio, el miércoles se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 116,29 $/bbl. Pero el jueves los precios recuperaron la tendencia ascendente. Como resultado, el viernes 3 de junio se alcanzó un precio de cierre de 119,72 $/bbl, un 0,2% mayor al del viernes anterior. El lunes 6 de junio el precio de cierre fue ligeramente inferior al de la última sesión de la primera semana de junio, registrándose un valor de 119,51 $/bbl, que fue un 1,8% menor al del lunes anterior, 30 de mayo.

En los últimos días, la recuperación de la demanda en China favoreció el incremento de los precios. A medida que las restricciones para controlar la COVID‑19 disminuyan, se espera que la demanda continúe aumentando. Por otra parte, el jueves 2 de junio la OPEP+ acordó mayores incrementos de producción a partir de julio. Sin embargo, existe preocupación sobre si los países miembros podrán cumplir con los compromisos de producción adquiridos.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, iniciaron la semana del 30 de mayo con aumentos de precios. El martes 31 de mayo, se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 94,00 €/MWh. En el conjunto de la semana, el promedio de los precios aumentó un 1,4% respecto a la semana anterior. Pero los primeros días de junio los precios iniciaron una tendencia descendente. Como resultado, el precio de cierre del lunes 6 de junio fue de 82,56 €/MWh. Este precio fue un 6,2% menor al del lunes anterior y el más bajo desde febrero.

Por lo que respecta a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2022, el lunes 30 de mayo registraron un precio de cierre de 83,97 €/t. Este precio fue ligeramente inferior al de la última sesión de la semana anterior, pero un 7,4% mayor al del lunes anterior. A partir del martes, los precios iniciaron una tendencia al alza. Como consecuencia, el viernes 3 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal de 86,87 €/t. Este precio fue un 3,2% mayor al del viernes anterior. En el conjunto de la semana los precios aumentaron un 4,3% respecto a los de la semana anterior. Sin embargo, el lunes 6 de junio, los precios descendieron y el precio de cierre fue de 81,43 €/t, un 3,0% menor al del último lunes de mayo. En la segunda semana de junio, en el parlamento europeo se ha de votar sobre diversas propuestas para la reforma de este mercado, lo cual ejercerá su influencia sobre la evolución de los precios.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de proyectos renovables
Este jueves 9 de junio se llevará a cabo una nueva edición de los webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting, que contará, nuevamente, con la participación de ponentes de Engie Spain. En el webinar se analizará la evolución de los mercados de energía europeos durante el primer semestre de 2022 y las perspectivas para la segunda mitad del año. Además, se explicará la situación actual de la financiación de proyectos de energías renovables y los PPA, así como las principales novedades en la regulación del sector eléctrico español, temas en los Engie Spain aportará su valiosa experiencia.

Para la financiación de proyectos de energías renovables y los PPA es necesario poder estimar los ingresos de la planta con la ayuda de previsiones de curvas de precios de largo plazo con desagregación horaria. Estas previsiones también son necesarias para la gestión de riesgos y coberturas, la valoración de carteras y auditorías, y para el seguimiento de un PPA carga base o volumen fijo, una vez firmado, por ejemplo, para estimar si la energía producida será suficiente para cubrir el contrato y cuánto costaría adquirir esa falta de energía en el mercado.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/primera-semana-junio-precios-mercados-europeos-subieron-descenso-produccion-eolica/