El prototipo denominado DemoSATH es un proyecto pionero de Saitec y RWE.

El Puerto de Bilbao acogió este miércoles la botadura del primer aerogenerador marino flotante español que se conectará a la red, un prototipo denominado DemoSATH que se instalará en septiembre en la zona de ensayos de BIMEP, en Armintza (Bizkaia).

Al acto asistió la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, quien consideró que la energía eólica offshore tendrá “un papel central” en el futuro mix energético español, por lo que abogó por impulsar las tecnologías en este campo.

El proyecto DemoSATH, que cuenta con una turbina de 2 MW instalada sobre una base de hormigón de 30 metros de manga y 64 metros de eslora, se probará durante dos años en condiciones reales a dos millas de la costa y generará electricidad para cerca de 2.000 hogares.
El aerogenerador marino flotante

La ministra destacó la importancia de este proyecto “pionero” que está desarrollando la ingeniería vasca Saitec, junto a la energética alemana RWE; así como el “potencial” de Bilbao para convertirse en “una de las capitales del mundo del viento” desde el punto de vista industrial.

Señaló que España tiene “vocación” de ser “pionera” y “una potencia” en el sector y resaltó que 2021 fue un “año récord” para la generación eólica en España y en “la instalación de nueva potencia renovable”, incrementándose “casi” un 10 % respecto al año anterior.

La ministra dijo además que España es “potencia eólica en el conjunto de la cadena de valor”, con la “capacidad para dar cobertura a las distintas etapas que nos permitan seguir transformando nuestra realidad energética”; y el segundo país europeo, tras Alemania, y el quinto a nivel mundial “en potencia eólica instalada”.

Por ello, consideró necesario “impulsar aquellas tecnología que están maduras” y “seguir avanzando para mejorar rendimientos” y “encontrar soluciones” para “hacer de esto una nueva realidad, diversificando tecnologías y vectores energéticos y buscando nuestro papel en la eólica offshore”.
Espacios marinos

“Será un papel central en el futuro de nuestro mix energético” para el objetivo que se ha marcado el Gobierno para el año 2030 de alcanzar los 3 GW de eólica marina flotante, “casi el 40 % del total que se ha marcado la Unión Europea en esta década”, sostuvo.

Para lograrlo -apuntó- hay que “activar todas las palancas a nuestro alcance”, con un contexto regulatorio favorable y “buscando la rápida aprobación de los planes de ordenación de espacios marinos, en estos momentos en evaluación ambiental estratégico, y esperemos aprobados en el próximo otoño”.

Ribera precisó que, “inmediatamente después”, se activará “aquello que nos permita que lo que hoy es un proyecto”, como el desarrollado por Saitec con “los primeros 2 MW conectados a la red”, sea “cada vez más una realidad industrial y comercial a la escala que se merece”.

En este sentido, la ministra incidió en que su Ministerio ha puesto en marcha cuatro programas de ayudas a la inversión en proyectos piloto y plataformas de ensayo e infraestructuras portuarias para las renovables marinas por importe conjunto de 200 millones de euros.
DemoSATH

El director general de Saitec, Javier Urgoiti, aseguró que la plataforma DemoSATH, con su aerogenerador, es “un paso muy importante en I+D” y pronosticó que el sector de la eólica marina va a dar “un gran paso adelante” en los próximos 10 años “y Saitec quiere estar ahí”.

Saitec lidera dos parques precomerciales en España, uno en Girona y otro en Bizkaia, para “aprender y experimentar” y demostrar qué va a suponer la energía eólica marina, por lo que ha pedido agilizar los permisos administrativos y ayuda financiera para una tecnología incipiente, según el directivo.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) informa en su Catálogo de la Industria Eólica Española de 2022 que el sector eólico emplea a más de 27.600 profesionales, contribuye al PIB español con 3.106 millones de euros y cuenta con más de 250 centros industriales.

Además dispone de más de 1.260 parques eólicos instalados, con más de 28.000 MW de potencia total instalada, lo que equivale al 25 % de la potencia total del sistema energético español. España es el tercer mayor exportador del mundo de aerogeneradores.

En Euskadi, el sector eólico cuenta con 150 empresas que producen todos los componentes de un parque eólico, excepto las palas de los molinos, desde los aerogeneradores, a las estructuras-postes o las subestaciones, equipos eléctricos y la ingeniería.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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La innovación de PNNL ayuda a modelar los dispositivos que alimentarán mejor la electricidad de las energías renovables a la red eléctrica.

Un equipo de investigación del Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico (PNNL) desarrolló recientemente un nuevo modelo de un dispositivo importante que actúa como una especie de traductor, lo que permite que las fuentes de energía renovables como la eólica y la solar agreguen mejor su energía a la red eléctrica.

El dispositivo, llamado inversor formador de red, desempeña un papel fundamental en la conversión de la electricidad de corriente continua (CC) producida en, por ejemplo, una granja de energía solar, en electricidad de corriente alterna (CA).

El modelo ideado por los ingenieros de PNNL está diseñado para permitir que los operadores de servicios públicos prueben cómo agregar de manera segura nuevas fuentes de energía a la red de una manera que aumente la resistencia y la estabilidad del sistema de energía.

La especificación del modelo fue aprobada recientemente por el Western Electricity Coordinating Council (WECC), una corporación sin fines de lucro que asegura electricidad confiable en 14 estados del oeste de EEUU, dos provincias canadienses y el norte de Baja California, México. La aprobación significa que el modelo está disponible para integrarse en las herramientas de simulación de red comercialmente disponibles utilizadas por miles de empresas de servicios públicos en América del Norte y otras partes del mundo.

La importancia de los inversores formadores de red para la red del futuro

Una red estable significa que las personas tienen energía confiable y menos posibilidades de sufrir un apagón. A medida que más fuentes de energía renovable comienzan a cambiar el mix energético de los sistemas de energía, los operadores de sistemas de energía se esfuerzan por comprender cómo los inversores influyen en el comportamiento del sistema. Los recursos basados ​​en inversores, como el inversor que forma la red, son esenciales para el rendimiento de la red. En el futuro, a medida que la energía renovable se convierta en una parte más importante de la combinación energética, la red eléctrica necesitará más inversores que formen la red.

El trabajo de modelado de inversores formadores de red de PNNL comenzó con el desarrollo de microrredes, que están diseñadas para ser fuentes de energía autosuficientes, generalmente para cargas críticas de uso final y comunidades ubicadas en lugares remotos. Investigaciones anteriores han demostrado que es posible ejecutar una microrred 100 por cien basada en inversores utilizando inversores que forman la red, que pueden operar por sí mismos sin depender de los generadores de energía síncronos convencionales. Con el apoyo del Programa de Microrredes de la Oficina de Electricidad del Departamento de Energía (DOE), el PNNL ha dirigido y participado en múltiples proyectos de modelado de inversores formadores de redes para estudios de microrredes.

Pero durante el último año,  Wei Du , investigador principal del PNNL, y su equipo han estado investigando cómo los inversores que forman la red afectan los sistemas de transmisión y distribución a gran escala. Los resultados de la investigación de microrredes sugirieron que los inversores formadores de redes pueden garantizar la estabilidad del sistema para integrar fuentes de energía renovable en futuras redes eléctricas. Siguiendo esta investigación anterior, el equipo desarrolló el modelo de inversor de formación de red genérico controlado por caída para estudios de sistemas de transmisión. Este es el modelo que fue aprobado recientemente por el Subcomité de Modelado y Validación de WECC.

Song Wang, quien preside el Subcomité de Modelado y Validación de WECC, dijo: “Los inversores que forman redes serán cada vez más importantes para los sistemas de energía en el futuro. Los modelos de inversores existentes en la biblioteca de modelos WECC están basados ​​en seguimiento de red y no pueden representar inversores formadores de red. El nuevo modelo desarrollado por PNNL permite que WECC estudie cómo los inversores que forman la red afectarán las redes eléctricas a nivel de transmisión. Nuestros estudios preliminares de simulación basados ​​en el modelo muestran que los inversores que forman la red pueden tener un impacto muy positivo en la estabilidad del sistema eléctrico. Creemos que el trabajo realizado por PNNL ayudará en gran medida a la industria eléctrica a comprender mejor los inversores que forman la red y sus posibles impactos en los sistemas de energía”.

Las tecnologías llaman la atención del DOE

La investigación se originó dentro de PNNL como parte de un programa de financiación interno y fue apoyada por la Oficina de Tecnologías de Energía Solar (SETO) y la Oficina de Tecnologías de Energía Eólica (WETO) del DOE. Recientemente, SETO y WETO otorgaron un Consorcio Universal Interoperability for Grid-Forming Inverters (UNIFI) de $25 millones para investigar más a fondo las tecnologías de formación de redes.

El Consorcio UNIFI es un importante esfuerzo colaborativo de la academia, los laboratorios nacionales y la industria, dirigido por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable, la Universidad de Washington y el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica.

UNIFI es un esfuerzo de varios años para crear un ecosistema para inversores que forman la red para reforzar la red e impulsar la tecnología más allá del estado del arte. Wei se desempeña como investigador principal de PNNL y líder técnico para el área de modelado y simulación de UNIFI.

Wei trabajará con el colíder del PNNL, Yuan Liu, para seguir avanzando en las tecnologías de modelado y simulación de inversores formadores de red mediante la colaboración con todos los miembros del consorcio. El objetivo es unificar los modelos de varias tecnologías de formación de redes y sus diversas aplicaciones en los sistemas de energía.

Henry Huang , becario del Laboratorio PNNL y subdirector del sector responsable de la cartera de investigación de electrónica de potencia e integración renovable, señaló: “Para lograr los objetivos nacionales de electricidad limpia y economía descarbonizada, la generación renovable basada en inversores será una parte esencial del mix energético futuro.

Los inversores cambiarán fundamentalmente la dinámica del sistema de potencia y, por lo tanto, requerirán nuevos enfoques para modelar y simular dicho sistema. El éxito de Wei en el modelado de inversores formadores de redes es un paso sustancial hacia la comprensión completa de la nueva dinámica del sistema de energía y el diseño óptimo de los controladores para una red futura mejor”.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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La producción eólica y solar aumentó en casi todos los mercados respecto a la semana anterior, y los precios de gas y CO2 bajaron, una combinación que favoreció los descensos en los mercados eléctricos.

En la segunda semana de junio los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron. En la mayoría el promedio semanal se situó por debajo de 190 €/MWh. Además, se registraron precios negativos en varios mercados. La producción eólica y solar aumentó en casi todos los mercados respecto a la semana anterior, y los precios de gas y CO₂ bajaron, una combinación que favoreció los descensos en los mercados eléctricos. Los precios de los futuros de electricidad también bajaron en gran parte de los mercados.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

Durante la semana que comenzó el 6 de junio, la producción solar aumentó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting en comparación con la semana anterior. El mayor incremento fue de un 28% y se registró en el mercado portugués, en el que se mantuvieron valores de producción diarios cercanos al máximo histórico, de 11 GWh, durante casi toda la semana. En el mercado español la producción se incrementó un 8,3%, mientras que en el mercado italiano aumentó un 6,0%. En los mercado de Francia y Alemania las variaciones fueron menores, del 0,8% y del ‑2,5% respectivamente.

Para la semana del 13 de junio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en la producción solar en el mercado alemán y en el italiano, mientras que se prevé que se reduzca en el mercado español.

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

La segunda semana de junio culminó con un aumento generalizado de la producción eólica en comparación con la semana anterior, en los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mayor incremento se alcanzó en el mercado italiano y fue de un 216%, después de una semana, la primera del mes, de baja producción con esta tecnología. En el mercado alemán el incremento fue del 62%, en la península ibérica del 57% y en el mercado francés del 31%.

Para la tercera semana de junio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting esperan un descenso 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 semana del 6 de junio, la demanda eléctrica se comportó de manera heterogénea en los mercados europeos analizados. En los mercados de Italia, España, Portugal y Alemania la demanda aumentó. El mercado italiano fue el de mayor incremento de la demanda, del 10%, debido a la recuperación de la laboralidad tras el festivo del 2 de junio, Día de la República, que se celebró la semana anterior. En el mercado alemán la demanda aumentó un 0,7% a pesar del festivo nacional del 6 de junio correspondiente a la Segunda Pascua. Lo mismo ocurrió en el mercado portugués, donde la demanda subió un 2,3% a pesar del festivo nacional del 10 de junio, Día de Portugal. En el mercado español el incremento de la demanda fue del 3,5%. La mayoría de los aumentos de la demanda se vieron favorecidos por el incremento de las temperaturas medias durante la semana que finalizó en gran parte de los mercados analizados, a excepción de Italia donde las temperaturas medias se mantuvieron similares.

Por otra parte, en los mercados de Francia, Países Bajos, Bélgica y Gran Bretaña la demanda se comportó a la baja. En el caso de Francia, Países Bajos y Bélgica, donde las demandas bajaron un 2,3%, un 1,0% y un 0,8% se debió al festivo nacional de la Segunda Pascua celebrado el 6 de junio. El mercado británico fue el de menor descenso, del 0,3%.

Para la semana del 13 de junio se prevé que las temperaturas medias continúen aumentando en la mayoría de los mercados europeos analizados. En el caso de la demanda, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting estiman que aumentará en todos los mercados excepto en Gran Bretaña.

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

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 6 de junio, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron respecto a la semana anterior. La mayor bajada fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 23%. En cambio, el menor descenso, del 9,4%, fue el del mercado IPEX de Italia, seguido por el descenso del 9,5% del mercado EPEX SPOT de Francia. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 10% del mercado MIBEL de España y Portugal y el 22% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En la segunda semana de junio, los precios promedio fueron inferiores a 190 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos analizados. La excepción fue el mercado italiano con un promedio semanal de 206,27 €/MWh. Por otra parte, el menor promedio semanal, de 97,36 €/MWh, se registró en el mercado Nord Pool. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 134,59 €/MWh del mercado británico y los 187,54 €/MWh del mercado portugués.

Por lo que respecta a los precios horarios, en la segunda semana de junio se registraron precios negativos en varios mercados. En los días 6, 11 y 12 de junio hubo un total de diecisiete horas con precios negativos en el mercado belga y doce horas en el mercado neerlandés. El lunes 6 de junio, también se registraron tres horas con precios por debajo de cero en el mercado alemán. Mientras que en el caso del mercado británico, fue el día 11 de junio cuando se registraron tres horas con precios negativos, algo que no ocurría en ese mercado desde principios de año.

Durante la semana del 6 de junio, el incremento generalizado de la producción eólica y el aumento de la producción solar en la mayoría de los mercados favorecieron el descenso de los precios de los mercados eléctricos europeos. También los precios del gas y del CO₂ disminuyeron, contribuyendo a este comportamiento.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 13 de junio los precios de los mercados eléctricos europeos podrían aumentar influenciados por el descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados. Sin embargo, la entrada en funcionamiento el 14 de junio del Real Decreto‑ley 10/2022 que topa los precios del gas usados de referencia en el mercado ibérico podría favorecer el descenso de los precios en este mercado.

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

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad para el tercer trimestre de 2022 registraron bajadas entre las sesiones del 3 y el 10 de junio en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las bajadas estuvieron entre el 1,0% registrado en el mercado EEX de Italia y el 22% que se marcó en el mercado EEX de España.

Respecto a los precios de los futuros de electricidad para el próximo año 2023, el comportamiento fue distinto. Si bien el comportamiento mayoritario fue también a la baja, en Reino Unido los precios subieron, tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE, un 0,7% y un 0,9% respectivamente. En el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 2,8% marcado en el mercado OMIP de España y Portugal para ambos casos y el mercado EEX de España, y el 11% registrado en el mercado ICE de Países Bajos.

Brent, combustibles y CO₂

Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, el lunes 6 de junio registraron un precio de cierre de 119,51 $/bbl, un 1,8% menor al del lunes anterior. Pero el martes y el miércoles los precios aumentaron. Como consecuencia, el miércoles 8 de junio se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 123,58 $/bbl. Este precio fue un 6,3% superior al del mismo día de la semana anterior y el más alto desde el 8 de marzo. Posteriormente, los precios volvieron a descender y el viernes 10 de junio el precio de cierre fue de 122,01 $/bbl.

En la segunda semana de junio, las dudas sobre la capacidad de algunos países miembros de la OPEP para aumentar sus niveles de producción según lo planificado y las expectativas sobre la recuperación de la demanda en China permitieron que los precios aumentaran hasta alcanzar el máximo del miércoles 8 de junio. Sin embargo, el jueves se impusieron nuevos confinamientos en China y las áreas afectadas se ampliaron el viernes. Además, en la última parte de la segunda semana de junio, las noticias de los datos de la inflación en Estados Unidos y la preocupación por los efectos de la situación económica sobre la demanda también contribuyeron a los descensos de precios. Por otra parte, el reciente principio de acuerdo salarial en el sector del petróleo y el gas de Noruega evitó que el domingo 12 de junio se iniciase una huelga que podría haber afectado los niveles de producción de este país.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la semana del 6 de junio se mantuvieron por debajo de los 85 €/MWh. El miércoles 8 de junio, se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 79,41 €/MWh, que fue un 7,2% menor al del miércoles anterior. Sin embargo, el jueves 9 de junio los precios aumentaron un 6,9% respecto al día anterior y se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 84,88 €/MWh. Este precio de cierre fue un 1,1% mayor al del jueves anterior. Pero el viernes el precio de cierre volvió a bajar hasta los 82,46 €/MWh.

Los niveles de suministro permitieron que la mayoría de los días de la segunda semana de junio los precios fueran inferiores a los de los mismos días de la semana anterior. El incremento de precios del jueves estuvo influenciado por la noticia del cierre de una planta de Estados Unidos desde la cual se exportaba gas natural licuado debido a un incendio.

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2022, la segunda semana de junio se mantuvieron por debajo de los 82 €/t. Esta semana todos los días tuvieron precios de cierre inferiores a los de los mismos días de la semana anterior. El precio de cierre mínimo de la semana, de 79,82 €/t, se registró el miércoles 8 de junio. Este precio fue un 7,3% menor al del mismo día de la semana anterior y el más bajo desde el 23 de mayo. El resto de días de la semana los precios de cierre superaron los 81 €/t. El precio de cierre máximo semanal, de 81,87 €/t, se alcanzó el viernes 10 de junio, pero este precio todavía fue un 5,8% menor al del viernes anterior.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.

Análisis sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de proyectos renovables

El 9 de junio tuvo lugar la edición número 23 de los webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen, en la que se contó con la participación de ponentes invitados de Engie Spain. En el webinar se analizó la evolución de los mercados de energía europeos en las últimas semanas y las perspectivas en el medio y largo plazo. Además, se analizó la financiación de proyectos de energías renovables y el mercado de PPA. En cuanto a las novedades regulatorias, tuvo un gran protagonismo el mecanismo de ajuste de costes en el mercado mayorista de electricidad publicado en el Real Decreto‑ley 10/2022, que entrará en funcionamiento el 14 de junio. Este RDL 10/2022 establece un tope al precio del gas que se tomará como referencia para las ofertas de venta de los ciclos combinados y la cogeneración en el mercado ibérico. Las previsiones de precios del mercado ibérico de electricidad de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen ya tienen en cuenta los efectos del RDL 10/2022 en todos los horizontes. Las personas interesadas pueden solicitar la grabación del webinar.

En el próximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen, se analizará la visión de futuro del hidrógeno verde, por la importancia que tendrá este gas renovable en la transición energética. En el webinar se contará con la participación de Africa Castro, Business Development en H2B2, una empresa especializada en el hidrógeno verde. El webinar se llevará a cabo el 14 de julio y en el mismo también se realizará el análisis habitual de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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Por la menor dependencia de los aprovisionamientos de gas procedentes de Rusia.

El mercado español organizado del gas (MIBGAS) se encuentra en un nivel “significativamente más barato” que el mercado europeo de referencia, el TTF holandés, debido a la menor dependencia en España de los aprovisionamientos de gas procedentes de Rusia, siendo la primera vez que esto ocurre.

Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el año pasado, el diferencial de precios convergió con el de los principales mercados europeos, situándose el producto D+1 en una media anual de 1,19 euros el megavatio hora (MWh), por encima del TTF holandés.
El precio del gas en España

El año estuvo marcado por una demanda y unos precios muy bajos, a causa de la pandemia, en una situación de recuperación económica que impulsó la demanda y el precio del gas en los mercados internacionales.

A partir de octubre, varios factores comenzaron a tensionar los mercados del gas internacionales: el bajo nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos en Europa; la limitación de las entradas de gas ruso a las cantidades contratadas a largo plazo; la incertidumbre geopolítica por las tensiones entre Rusia y Ucrania, y el retraso en la certificación y puesta en marcha del gasoducto NordStream 2.

De esta forma, los precios del gas marcaron máximos históricos en España en el invierno de 2021-2022 (183 euros/MWh el 21 de diciembre de 2021), por la incertidumbre del suministro ruso y la fuerte competencia por los cargamentos spot de GNL a nivel mundial.

En promedio anual, el precio del producto D+1 en MIBGAS fue de 47 euros/MWh, lo que supone un incremento de 37 euros/MWh en relación con el precio promedio de 2020 (10,25 euros/MWh, el más bajo de toda la serie histórica), reflejando un aumento en el precio medio anual superior al 300%.

En el caso de España, desde el 1 de noviembre de 2021 se dejó de importar gas argelino por la interconexión de Tarifa, aunque se amplió la capacidad del gasoducto Medgaz en un 25% (de 8 a 10 bcm), que entró en funcionamiento en los primeros meses de 2022.

El Mibgas

El mercado organizado de gas en España, operado por la sociedad MIBGAS, cumplió en 2021 su sexto año de funcionamiento. En 2021, el volumen total negociado en MIBGAS fue de 68.793 gigavatios hora (GWh), aproximadamente al 18% de la demanda nacional de gas, frente al 11% del año anterior.

El volumen de negociación aumentó un 72,9% respecto al volumen de negociación del año 2020 (39.780 GWh), y recuperó la tendencia de crecimiento existente antes de la pandemia del coronavirus.

En el contexto europeo, el mayor crecimiento se produjo en el mercado holandés TTF, que incrementó su liderazgo sobre el resto de los mercados europeos. Por el contrario, la negociación en el NBP inglés continuó disminuyendo por sexto año consecutivo, penalizado por el Brexit.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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