En la tercera semana de agosto, la producción eólica en conjunto con el descenso de la demanda y las temperaturas medias en el mercado ibérico de España y Portugal contribuyeron a la bajada de los precios. En el resto de los principales mercados eléctricos europeos, la mayoría registraron precios superiores a los de la semana precedente con una menor producción solar. Los precios de los futuros del gas TTF se mantuvieron por debajo de los 40 €/MWh de la semana anterior, según el análisis de AleaSoft Energy Forecasting

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 12 de agosto, la producción solar disminuyó en todos los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados de Francia e Italia registraron los mayores descensos, del 19% y el 13% respectivamente. En el resto de los mercados los descensos oscilaron entre el 9,2% en Alemania y el 0,3% en Portugal.

En la semana del 12 de agosto, la producción eólica aumentó en los mercados de la península ibérica y Francia en comparación con la semana anterior. En este caso los incrementos fueron del 43% en el mercado portugués, del 15% en el francés y del 9,2% en el español. Por otro lado, los mercados de Alemania e Italia registraron descensos en la generación eólica de un 20% y un 7,1% respectivamente.

Gráficos elaborados por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA

Demanda eléctrica
En la semana del 12 de agosto, la demanda eléctrica de los principales mercados eléctricos europeos se comportó de manera heterogéneas en comparación con la semana anterior. En los países donde fue festivo el 15 de agosto, por la celebración de la Asunción de la Virgen María, la demanda en los mercados eléctricos disminuyó. El mercado italiano registró el mayor descenso, del 12%, y el mercado francés, el menor, del 3,7%. En los mercados español y portugués la demanda cayó un 9,6% y un 7,9% respectivamente. En el mercado belga, la demanda aumentó por tercera semana consecutiva, a pesar del festivo del 15 de agosto, esta vez un 2,2%.

En el resto de los mercados, la demanda aumentó. En este caso, el mercado neerlandés experimentó el mayor aumento del 13%. En Alemania y Gran Bretaña los incrementos fueron del 2,3% y 2,0% respectivamente.

Durante la semana en cuestión, las temperaturas medias aumentaron entre el 1,8°C en Alemania y el 0,1°C en Italia. En España, Gran Bretaña y Portugal las temperaturas medias fueron entre 1,3°C y 0,4°C más bajas. En Francia las temperaturas medias se mantuvieron similares a la semana precedente.

Gráfico elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.

Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de agosto, los precios promedio semanales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos fueron superiores a los de la semana precedente. El mercado EPEX SPOT de Francia fue el de mayor incremento de los precios, del 115%, seguido por la subida del 42% en el mercado EPEX SPOT de Bélgica. En los mercados EPEX SPOT de Alemania y los Países Bajos y el mercado Nord Pool de los países nórdicos los incrementos de los precios estuvieron entre el 27% del mercado alemán y 24% del mercado nórdicos. El mercado IPEX de Italia registró la menor variación, con un aumento del 1,2%. El mercado MIBEL de España y Portugal fue la excepción, ya que los precios descendieron un 13% con respecto a los de la semana del 5 de agosto.

Por otro lado, el mercado italiano registró el mayor precio promedio semanal, de 130,21 €/MWh, y los precios de los mercados de Alemania y los Países Bajos le siguieron con 96,41 €/MWh y 89,88 €/MWh, respectivamente. En el resto de los principales mercados eléctricos europeos, los precios semanales oscilaron entre los 21,42 €/MWh del mercado de los países nórdicos y los 81,79 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.

Durante la semana del 12 de agosto, los mercados de los Países Bajos, Bélgica y Alemania registraron horas con precios negativos. El mercado neerlandés registró precios negativos en algunas horas de los días 12 y 15 de agosto, siendo el precio más bajo de la semana, de ‑10,06 €/MWh entre las 14:00 y las 15:00 del 12 de agosto. El mercado alemán registró un precio negativo de ‑0,04 €/MWh el 15 de agosto entre las 14:00 y las 15:00, mientras que en el mercado belga los precios negativos sucedieron el domingo 18 de agosto entre las 15:00 y las 17:00, de ‑5,48 €/MWh y ‑0,38 €/MWh, respectivamente. El mercado ibérico registró precios de 0 €/MWh entre las 10:00 y las 17:00 del 15 de agosto y las 11:00 y 18:00 del 18 de agosto.

El aumento de la demanda en algunos de los principales mercados eléctricos europeos, en conjunto con la bajada de la producción eólica en Alemania e Italia y la producción solar en estos mercados y de los mercados de Francia y la península ibérica, ayudó al incremento de los precios en la mayoría de los mercados. Sin embargo, en el mercado ibérico, el aumento de la producción eólica en conjunto con una menor demanda propició la bajada de los precios.

Gráfico elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.