En la cuarta semana de noviembre, MIBEL registró los precios más bajos entre los principales mercados europeos gracias a la eólica y la solar. En los demás mercados, los precios fueron en general mayores a los de la semana anterior, aunque durante el fin de semana la eólica ayudó a que los precios bajaran de los 100 €/MWh. La fotovoltaica registró el récord de producción en un noviembre en la península ibérica y la eólica en Alemania. Los futuros de CO2 alcanzaron el precio más bajo del último año
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 20 de noviembre, la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos experimentaron un aumento en la producción solar con respecto a la semana anterior. Los mercados de Portugal, España y Francia registraron incrementos del 16%, 8,9% y 3,1% respectivamente. Por otro lado, la producción descendió en los mercados de Italia y Alemania. El mercado italiano experimentó la mayor caída, con un 24%, mientras que en el alemán bajó un 11%.
El día 24 de noviembre la energía solar fotovoltaica produjo 88 GWh en España, el valor más alto desde el 21 de octubre cuando se generaron 89 GWh. La producción de ese día superó a los 84 GWh del 19 de noviembre, colocándose como la más alta para un mes de noviembre de toda la historia. En Portugal, el 24 de noviembre también se registró un récord de producción para un mes de noviembre, con 10 GWh de producción solar fotovoltaica.
Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera una disminución en la producción solar en España, Alemania e Italia para la semana del 27 de noviembre.
Durante la semana del 20 de noviembre, la producción eólica aumentó en la península ibérica respecto a la semana anterior. En el mercado portugués subió un 115% mientras que, en el español se incrementó un 74%. Por otra parte, los mercados de Francia, Italia y Alemania registraron descensos en la generación con energía eólica del 37%, 14% y 3,3% respectivamente.
A pesar de la caída intersemanal, el 23 de noviembre el mercado alemán generó 989 GWh con energía eólica, el valor más alto desde la segunda quincena de febrero y récord histórico de producción eólica diaria para un mes de noviembre en este mercado. En el caso del mercado italiano, el 25 de noviembre se registró una producción con esta tecnología de 168 GWh, la más alta desde la primera quincena de enero y la segunda más alta de un mes de noviembre, tras la alcanzada el 22 de noviembre de 2022, de 176 GWh.
Según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento en la producción con esta tecnología en la península ibérica e Italia para la semana del 27 de noviembre, mientras que se prevé un descenso en los mercados de Francia y Alemania.
Demanda eléctrica
En la semana del 20 de noviembre, la demanda eléctrica aumentó en los principales mercados europeos analizados con respecto a la semana anterior. El mercado francés experimentó el mayor crecimiento, con un aumento del 9,4%. El mercado alemán registró la menor subida, de un 1,5%. En el resto de los mercados, la demanda subió, variando desde el 2,0% en Italia y Países Bajos hasta el 3,4% en España.
Durante la semana del 20 de noviembre, todos los mercados analizados registraron descensos en las temperaturas medias en comparación con la semana anterior. España tuvo la mayor bajada, de 4,1°C, mientras que los Países Bajos tuvieron el menor descenso, de 1,9°C. En el resto de los mercados, las temperaturas disminuyeron entre los 3,8°C de Portugal y los 2,1°C de Gran Bretaña.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera un aumento en la demanda eléctrica en todos los mercados analizados durante la última semana de noviembre.
Mercados eléctricos europeos
Del 23 al 25 de noviembre, los precios diarios de casi todos los principales mercados eléctricos europeos fueron inferiores a 100 €/MWh, influenciados por niveles elevados de producción eólica. Sin embargo, los precios más altos del resto de días de la cuarta semana de noviembre dieron lugar a promedios semanales mayores a los de la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un descenso de precios del 17%, y el mercado MIBEL de Portugal y España, con caídas del 17% y el 18%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios aumentaron entre el 3,8% del mercado IPEX de Italia y el 19% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la cuarta semana de noviembre, los promedios semanales fueron inferiores a 105 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado italiano, donde los precios fueron de 110,50 €/MWh y 131,61 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados portugués y español registraron los promedios más bajos, de 69,78 €/MWh y 69,83 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 76,24 €/MWh del mercado nórdico y los 103,97 €/MWh del mercado neerlandés.
Entre el 20 y el 22 de noviembre, el mercado MIBEL tuvo los precios diarios más bajos en comparación con el resto de los principales mercados europeos. Desde el 26 de octubre, esto ha ocurrido durante 20 días.
En el caso del mercado portugués, pese a registrar el promedio semanal más bajo, el domingo 26 de noviembre, de 18:00 a 19:00, alcanzó su mayor precio horario desde el 23 de octubre, de 156,68 €/MWh. Por otra parte, los mercados alemán, belga, francés y neerlandés registraron precios horarios inferiores a 2 €/MWh el viernes 24 de noviembre. El mercado alemán alcanzó el precio horario más bajo, de 0,10 €/MWh.
Durante la semana del 20 de noviembre, el aumento del precio promedio del gas spot respecto a la semana anterior, que fue del 3,6%, y el incremento generalizado de la demanda eléctrica ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los mercados europeos. Además, el promedio semanal de la producción eólica también descendió en la mayoría de los mercados. En el mercado MIBEL, el notable incremento de la producción eólica en la península ibérica, junto al aumento de la producción solar, propiciaron el descenso de los precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la última semana de noviembre los precios de los mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando, influenciados por el aumento de la demanda. Además, en algunos mercados como el alemán o el francés, la producción eólica podría descender, contribuyendo a este comportamiento.
Brent, combustibles y CO2
En las primeras sesiones de la cuarta semana de noviembre, los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE aumentaron. Estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 82,45 $/bbl, el martes 21 de noviembre. Sin embargo, el resto de los días de la cuarta semana de noviembre, los precios descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo semanal, de 80,58 $/bbl, el viernes 24 de noviembre. Este precio fue prácticamente igual al del viernes anterior, de 80,61 $/bbl.
El 22 de noviembre la OPEP+ anunció que posponía su próxima reunión hasta el jueves 30 de noviembre. Esto ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Por otra parte, los elevados niveles de producción, el levantamiento de sanciones a Venezuela y el incremento de las reservas de Estados Unidos también contribuyeron al descenso de los precios. Como resultado, pese a los incrementos registrados en las primeras sesiones de la cuarta semana de noviembre, en la última sesión de la semana el precio de cierre fue ligeramente menor al del viernes 17 de noviembre.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 44,06 €/MWh, el martes 21 de noviembre. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde la primera mitad de octubre. Por otra parte, tras una subida del 5,0% respecto al día anterior, los futuros de gas TTF alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 46,83 €/MWh, el jueves 23 de noviembre.
Durante la cuarta semana de noviembre, los pronósticos de bajas temperaturas en Europa ejercieron su influencia al alza sobre los precios. Pero los altos niveles de las reservas europeas y el suministro abundante propiciaron que estos futuros alcanzasen el precio más bajo desde octubre.
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, en la cuarta semana de noviembre fueron inferiores a 77 €/t. Estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 75,19 €/t, el 22 de noviembre. Este precio fue el más bajo desde el registrado el 22 de noviembre de 2022 para el contrato de referencia de diciembre de 2022. En las últimas sesiones de la cuarta semana de noviembre, los precios volvieron aumentar. El precio de cierre del viernes 24 de noviembre, de 76,60 €/t, coincidió con el precio de cierre del lunes 20 de noviembre. Este precio de cierre fue el más alto de la cuarta semana de noviembre.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la transición energética
El jueves 14 de diciembre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebrarán su webinar de diciembre. Este webinar analizará las perspectivas de los mercados de energía en Europa para 2024. También tratará sobre los servicios de AleaSoft para el sector de la energía. Además, ya se está organizando el primer webinar de 2024 de la serie de webinars mensuales. El webinar tendrá lugar el 18 de enero. En el webinar de enero participarán por cuarta vez ponentes de PwC Spain.
Fuente Comunicae
