Durante la tercera semana de julio, los mercados de electricidad en Europa experimentaron fluctuaciones notables tanto en la producción de energías renovables como en la demanda eléctrica y los precios del mercado.
En el ámbito de la producción solar, se observó un incremento en Alemania, Francia y Portugal en comparación con la semana anterior. Alemania lideró con un aumento del 9,3%, seguido por Francia y Portugal con subidas del 5,8% y 2,9%, respectivamente. Sin embargo, en España, la producción solar, que incluye fotovoltaica y termoeléctrica, disminuyó un 5,2%. En Italia, la reducción fue del 0,9%.
Portugal destacó al batir su récord histórico de producción solar fotovoltaica el martes 16 de julio, alcanzando 23 GWh. Francia también tuvo un desempeño notable al registrar la mayor producción solar diaria para un mes de julio el jueves 18, con 127 GWh. Según las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting, en la cuarta semana de julio se espera un aumento en la producción solar en Alemania, España e Italia.
La producción eólica, por otro lado, mostró una tendencia a la baja en la mayoría de los principales mercados europeos. Francia fue la excepción, registrando un aumento del 31%. En Alemania, la producción eólica descendió un 15%, mientras que en Italia y Portugal las caídas fueron del 14% y 0,1%, respectivamente. Las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican que la generación eólica aumentará en Alemania, España, Portugal e Italia durante la semana del 22 de julio, pero disminuirá en Francia.
En cuanto a la demanda eléctrica, hubo un comportamiento heterogéneo. La demanda aumentó en Italia, España y Francia, siendo Italia el mercado con mayor incremento, del 7,1%. En contraste, la demanda disminuyó en Portugal, Gran Bretaña, Bélgica, Alemania y Países Bajos, con Portugal registrando la mayor caída, del 2,7%.
Los precios de los mercados eléctricos europeos subieron en la tercera semana de julio. Los incrementos no superaron el 10%, excepto en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, que vio un descenso del 11%. El mercado francés EPEX SPOT tuvo la mayor subida porcentual, del 10%, mientras que el mercado italiano IPEX experimentó el menor incremento, del 2,2%.
Los precios horarios registraron cifras negativas en la mayoría de los mercados europeos los días 20 y 21 de julio, excepto en los mercados británico, italiano y nórdico. El precio horario más bajo se registró en Alemania el 16 de julio, con ‑11,48 €/MWh.
En el mercado de futuros, los precios del petróleo Brent y del gas TTF oscilaron significativamente. El Brent alcanzó su precio máximo semanal de 85,11 $/bbl el 18 de julio, pero cerró la semana con una caída del 2,9% el viernes 19, situándose en 82,63 $/bbl. Los futuros del gas TTF alcanzaron su precio máximo semanal de 33,24 €/MWh el 16 de julio, pero se mantuvieron por debajo de 33 €/MWh el resto de la semana.
Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para diciembre de 2024 mostraron una tendencia a la baja, cerrando la semana con un precio de 66,30 €/t el 19 de julio, un 4,2% menor al del viernes anterior.
AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen han actualizado sus previsiones de largo plazo, esenciales para la financiación de proyectos de energías renovables, gestión de riesgos y coberturas, negociaciones de PPA, y valoración de carteras. Estas previsiones incluyen escenarios de treinta años y precios capturados por la energía eólica y fotovoltaica.
Los informes y análisis de AleaSoft Energy Forecasting proporcionan una visión detallada del mercado energético europeo, apoyando así el desarrollo sostenible y las inversiones en energías renovables.