En la segunda semana de noviembre los precios de los mercados eléctricos se recuperaron respecto a la semana anterior. Por tercera semana consecutiva, MIBEL fue el mercado con el promedio semanal más bajo. La subida de los precios estuvo favorecida por el aumento de la demanda y la caída de la producción eólica después de los altos niveles de finales de octubre e inicios de noviembre. Aun así, el 6 de noviembre en el mercado alemán se alcanzó la mayor producción eólica desde mediados de marzo.
Producción termosolar, fotovoltaica y eólica
En la semana del 6 de noviembre, las variaciones de la producción solar en los principales mercados eléctricos europeos no mostraron una tendencia homogénea respecto a la semana anterior. La producción solar aumentó un 37% en España, un 19% en Francia y un 12% en Portugal. El comportamiento opuesto se observó en los mercados italiano y alemán, donde la producción solar cayó un 7,7% y un 1,7% respectivamente. Para la semana del 13 de noviembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con energía solar aumentará en 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.
Durante la semana del 6 de noviembre, la producción eólica de los principales mercados eléctricos europeos disminuyó intersemanalmente después de alcanzar niveles muy altos a finales de octubre e inicios de noviembre. El mercado italiano registró la mayor caída, de un 35%, seguido por el mercado portugués donde el descenso fue del 34%. El mercado alemán registró el menor retroceso, del 9,9%. Sin embargo, a pesar del descenso en la producción semanal, el 6 de noviembre en el mercado alemán se generaron 897 GWh con energía eólica, el valor más alto desde mediados de marzo.
Para la semana del 13 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción con esta tecnología continuará disminuyendo en la mayoría de los mercados analizados con la excepción de Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 6 de noviembre, la demanda eléctrica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. En parte, esta subida se debió a que la demanda se recuperó después de las caídas de la semana anterior, las cuales estuvieron relacionadas con la celebración del Día de Todos los Santos en casi toda Europa, excepto en Gran Bretaña. Los incrementos oscilaron entre el 3,6% registrado en el mercado holandés y el 12% del mercado francés.
Durante el mismo período, las temperaturas medias disminuyeron en todos los mercados analizados respecto a la semana anterior. Los descensos estuvieron entre los 3,1°C registrados en Italia y los 1,0°C registrados en Portugal.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento en la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados analizados en la semana del 13 de noviembre. Sólo se espera una menor demanda en los mercados francés, alemán y español.
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 6 de noviembre, los precios de los principales mercados eléctricos europeos mostraron una tendencia al alza con respecto a la semana anterior. El mercado MIBEL de España y Portugal alcanzó las mayores subidas de precios, del 148% y el 161%, respectivamente. En cambio, el mercado N2EX del Reino Unido registró el menor incremento, del 8,1%. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 27% del mercado IPEX de Italia y el 69% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.
En la segunda semana de noviembre, los promedios semanales fueron inferiores a 100 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, donde los promedios fueron de 107,11 €/MWh y 121,54 €/MWh, respectivamente. Por tercera semana consecutiva los mercados portugués y español registraron los precios promedio más bajos, de 56,90 €/MWh y 57,11 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 72,56 €/MWh del mercado nórdico y los 95,54 €/MWh del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
A pesar a la subida en el promedio semanal de la segunda semana de noviembre, el mercado MIBEL registró treinta y seis horas con precios inferiores a 10 €/MWh en los días 6, 11 y 12 de noviembre. Por otra parte, el martes 7 de noviembre, de 18:00 a 19:00, el mercado nórdico alcanzó el precio más alto desde principios de abril, de 149,86 €/MWh.
Durante la semana del 6 de noviembre, el aumento de la demanda y la caída de la producción eólica en Europa propiciaron que los precios de los mercados eléctricos subieran.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la tercera semana de noviembre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando. El descenso de la producción eólica contribuirá a este comportamiento.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
El lunes 6 de noviembre, los futuros de petróleo Brent para el Front?Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre máximo semanal, de 85,18 $/bbl. Este precio ya fue un 2,6% menor al del lunes anterior. Los precios descendieron el martes y el miércoles hasta alcanzar el precio de cierre mínimo semanal, de 79,54 $/bbl, el miércoles 8 de noviembre. Este precio fue un 6,0% menor al del miércoles anterior y el más bajo desde el mes de julio. En las últimas sesiones de la semana, los precios volvieron a aumentar. El precio de cierre del viernes 10 de noviembre fue de 81,43 $/bbl. Este valor fue un 4,1% menor al del viernes anterior.
La preocupación por la evolución de la demanda en Estados Unidos y China ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en la segunda semana de noviembre. Además, el temor a problemas de suministro relacionados con la inestabilidad en Oriente Próximo disminuyó, reduciendo su influencia al alza sobre los precios. Pero, el apoyo de Irak a los recortes de producción de la OPEP+ propició el incremento de los precios al final de la segunda semana de noviembre.
Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front?Month fueron inferiores a 50 €/MWh en la segunda semana de noviembre. El lunes 6 de noviembre, registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 44,83 €/MWh. Este precio fue un 11 % menor al del lunes anterior. En cambio, el jueves 9 de noviembre, alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 48,13 €/MWh. Este precio todavía fue un 0,9% menor al del jueves anterior.
Durante la segunda semana de noviembre, los elevados niveles de las reservas europeas y el suministro abundante de gas natural licuado mantuvieron los precios por debajo de los 50 €/MWh. Además, Israel ordenó la reapertura del yacimiento de Tamar y el suministro a Egipto desde este país aumentó. Por otra parte, el nuevo impuesto de Bulgaria al gas ruso podría ejercer su influencia sobre la evolución de los precios en los próximos días.
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 2023, al inicio de la segunda semana de noviembre continuaron con los descensos que habían comenzado al final de la semana anterior. Como resultado, el precio de cierre del martes 7 de noviembre, de 75,25 €/t, fue el mínimo semanal. Este precio fue un 4,8% menor al del mismo día de la semana anterior. También fue el más bajo desde los precios de cierre de algunas sesiones de noviembre de 2022 para el contrato de referencia de diciembre de ese año. Pero, en las tres últimas sesiones de la semana, los precios aumentaron. El viernes, 10 de noviembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 78,70 €/t. Este precio fue un 1,4% mayor al del mismo día de la semana anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y el almacenamiento energético
Este jueves, 16 de noviembre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán el próximo webinar de su serie de webinars mensuales. El webinar tratará sobre las perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2023-2024 y la visión de futuro de las baterías y el almacenamiento energético. Luis Marquina de Soto, Presidente de AEPIBAL, la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético, será el ponente invitado en esta ocasión.
Por otra parte, AleaSoft Energy Forecasting, en su proceso de expansión a nuevos mercados, está seleccionando partners profesionales en el sector de la energía. Los consultores en el sector de la energía, los promotores de energías renovables y los expertos en los mercados de energía pueden solicitar su participación en el Programa de Partners de la empresa.
