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julio 26, 2022
Por el tope al gas y más renovables. El mercado ibérico obtuvo los precios más bajos de Europa
De acuerdo a un análisis de AleaSoft Energy Forecasting, en la tercera semana de julio, el promedio más elevado fue el mercado italiano -483,80 €/MWh-, seguido por el del mercado francés -475,48 €/MWh-. Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados español y portugués, de 138,70 €/MWh y 139,60 €/MWh, respectivamente.

Durante la tercera semana de julio, la producción solar aumentó un 14% en la península ibérica con respecto a la semana anterior. Por el contrario, la producción solar cayó un 10% en el mercado francés, un 2,8% en el mercado italiano y un 0,5% en el mercado alemán.

Para la cuarta semana de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican una reducción de la producción en Alemania, España e Italia.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

La producción eólica durante la semana del 18 de julio aumentó un 10% en comparación con la semana precedente en la península ibérica. En el resto de los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting la producción con esa tecnología se redujo entre un 4,6% y un 20%.

Para la semana que comenzó el 25 de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting esperan un aumento generalizado de la producción eólica en los mercados analizados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Demanda eléctrica

Durante la tercera semana de julio, la demanda eléctrica se incrementó respecto a la semana anterior en la mayoría de los mercados europeos analizados. La mayor subida se registró en el mercado italiano, del 7,2%. El mercado de Países Bajos fue el segundo mercado de mayor aumento en la demanda, con una variación del 4,6%. En los mercados de Francia, Gran Bretaña 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 Países Bajos, donde se incrementaron más de 3 °C durante este período.

Por otra parte, la demanda bajó en los mercados de Portugal, Bélgica y España. Las mayores caídas se registraron en los mercados de Portugal y Bélgica, y fueron del 5,4% y 5,2% en cada caso. En el mercado español la bajada fue del 0,4%. Los descensos de la demanda de Portugal y España en la semana del 18 de julio estuvieron favorecidos por unas temperaturas más bajas que las registradas durante la semana que la precedió. En el caso de Bélgica, el descenso de la demanda se debió a una menor laboralidad correspondiente al festivo del jueves 21 de julio, fiesta nacional de Bélgica.

Para la última semana de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting estiman que la demanda disminuirá en la mayoría de los mercados de Europa favorecida por temperaturas más bajas a las registradas durante la semana precedente en gran parte del continente. Las excepciones serán los mercados de Portugal e Italia donde se espera que la demanda eléctrica aumente.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 18 de julio, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado MIBEL de España 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 de los países nórdicos, del 105%, seguida por la subida del 28% del mercado EPEX SPOT de Francia. En cambio, el menor aumento, del 2,0%, fue el del mercado EPEX SPOT de Bélgica. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 6,4% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 14% del mercado IPEX de Italia.

En la tercera semana de julio, el promedio más elevado, de 483,80 €/MWh, fue el mercado italiano, seguido por el del mercado francés, de 475,48 €/MWh. Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados español y portugués, de 138,70 €/MWh y 139,60 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 149,16 €/MWh del mercado Nord Pool y los 355,09 €/MWh del mercado alemán.

Pese a que los precios del mercado MIBEL fueron los más bajos, parte de los consumidores deben pagar un precio mayor como compensación por la limitación del precio del gas aplicada en este mercado. En el mercado español, el promedio de este precio fue de 232,26 €/MWh en la semana del 18 de julio, un 22% inferior al de la semana anterior.

Por lo que respecta a los precios horarios, el lunes 18 de julio se registraron precios horarios por encima de 600 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Italia y los Países Bajos. En el mercado N2EX del Reino Unido, durante una hora de ese día se superaron las 600 £/MWh. Además, en el caso de Francia, también se registraron precios horarios superiores a 600 €/MWh los días del 19 al 22 de julio. En el caso de Italia, hubo precios horarios por encima de 600 €/MWh hasta el sábado 23 de julio y también el lunes 25.

En cambio, en la tarde del domingo 24 de julio, se registraron dos horas con precios negativos en el mercado neerlandés y tres en el mercado belga. El precio más bajo, de ‑89,95 €/MWh, se alcanzó entre las 13:00 y las 14:00 en el mercado belga y fue el precio horario más bajo de este mercado desde la primera mitad de junio.

Durante la semana del 18 de julio, en la mayoría de los mercados, la demanda aumentó, mientras que la producción eólica y la producción solar descendieron respecto a la semana anterior. Esto junto con los altos precios del gas propició el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. En cambio, en el caso del mercado ibérico, la demanda descendió, mientras que la producción eólica y solar aumentó en la península ibérica. Esto favoreció el descenso de los precios del mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 18 de julio los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos podrían descender, influenciados por la recuperación de la producción eólica y el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.

1 Comentario

  1. Paco Cuadrado

    En el precio medio diario falta por adicionar el coste del ajuste del gas que es aplicable a todos los consumidores con contratos a precio indexado y a los que tengan un contrato de precio fijo posterior al 26/04/22.
    Para la tercera semana de julio del 18 al 24 el precio medio horario por ajuste del gas ha sido de 98,63 €/MWh que hay que sumar a los 138,70 €/MWh de Omie, así que el resultado final es de 237,33 €/MWh.

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