Durante los días laborables de la tercera semana de noviembre, los precios de los principales mercados eléctricos europeos registraron una tendencia alcista. Sin embargo, durante el fin de semana, la combinación de menor demanda y alta producción renovable ayudó a que los precios bajaran. En España se registró el récord de producción solar fotovoltaica para un mes de noviembre el día 19 y en Alemania la producción eólica del día 14 fue la más alta para un mes de noviembre
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 13 de noviembre, los cambios en la producción solar de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior no mostraron una tendencia homogénea. La producción solar aumentó un 19% en Portugal, un 18% en Italia y un 16% en España. El comportamiento opuesto se observó en los mercados alemán y francés, donde la producción solar cayó un 34% y un 6,6% respectivamente.
El 19 de noviembre el mercado español produjo 84 GWh con energía solar fotovoltaica, el valor más alto desde el 21 de octubre cuando se generaron 89 GWh. La producción del 19 de noviembre fue también la más alta para un mes de noviembre de toda la historia.
Para la semana del 20 de noviembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar aumentará en Alemania y en España pero descenderá en Italia.
Durante la semana del 13 de noviembre, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los mercados europeos analizados respecto a la semana anterior. La disminución osciló entre el 68% en el mercado portugués y el 6,3% en el mercado alemán. Al mismo tiempo, los mercados italiano y francés registraron un aumento en la generación con energía eólica del 33% y el 3,5% respectivamente.
A pesar de la disminución intersemanal, el 14 de noviembre el mercado alemán produjo 910 GWh con energía eólica, el valor más alto desde mediados de marzo. Este valor también representa el récord histórico de producción eólica diaria en un mes de noviembre en este mercado.
Para la semana del 20 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción con esta tecnología aumentará en la península ibérica, pero descenderá en el resto de los mercados.
Demanda eléctrica
En la semana del 13 de noviembre, los principales mercados europeos experimentaron cambios en la demanda eléctrica que no mostraron una tendencia uniforme con respecto a la semana anterior. En Alemania e Italia, la demanda de electricidad aumentó un 1,0%, en Bélgica, un 1,6%; y en los Países Bajos, un 5,5%. En otros mercados la demanda cayó, entre el 2,7% en Francia y Portugal y el 1,2% de Gran Bretaña.
En la tercera semana de noviembre, la mayoría de los mercados analizados experimentaron un aumento en las temperaturas medias en comparación con la semana del 6 de noviembre. Los aumentos variaron desde los 0,5°C en los Países Bajos a los 1,9°C en España. En Italia, las temperaturas medias se mantuvieron similares a las de la semana anterior. En cambio, en Alemania, las temperaturas medias descendieron 0,4°C, siendo el único mercado que registró descensos.
Las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican que la demanda eléctrica aumentará en la mayoría de los mercados analizados en la semana del 20 de noviembre. Se espera una menor demanda únicamente en los mercados de Alemania y Países Bajos.
Mercados eléctricos europeos
Durante la semana del 13 de noviembre, los precios diarios de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron progresivamente. El viernes 17 de noviembre, los precios superaron los 115 €/MWh en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Sin embargo, durante el fin de semana, los precios bajaron nuevamente. Como resultado, el promedio semanal en algunos mercados fue inferior al de la semana anterior. En cambio, en el mercado IPEX de Italia, el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado MIBEL de Portugal y España, los promedios aumentaron en un 4,3%, un 26%, un 48% y un 49%, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios descendieron entre el 2,5% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 8,8% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la tercera semana de noviembre, los promedios semanales fueron inferiores a 95 €/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 101,97 €/MWh y 126,73 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado francés registró el precio promedio más bajo, de 83,48 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 84,35 €/MWh del mercado portugués y los 91,51 €/MWh del mercado nórdico.
Precisamente el mercado nórdico alcanzó un precio de 180,01 €/MWh el jueves 16 de noviembre de 17:00 a 18:00. Este precio fue el más alto desde la primera mitad de marzo en este mercado. Por otra parte, los mercados alemán, belga, francés y neerlandés registraron precios horarios inferiores a 2 €/MWh los días 14 y 19 de noviembre. En el caso del mercado alemán, el martes 14 de noviembre, hubo tres horas con precios negativos.
Durante la semana del 13 de noviembre, el aumento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 ejerció su influencia al alza sobre los precios de los mercados europeos. Durante el fin de semana, la combinación de menor demanda y alta producción renovable ayudó a que los precios bajaran en la mayoría de los mercados. En el caso del mercado francés, la producción eólica aumentó y la demanda bajó en el conjunto de la semana. Esto contribuyó a que este mercado registrara el menor promedio semanal.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de noviembre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos podrían aumentar. El descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados podrían contribuir a este comportamiento. Pero el incremento de la producción eólica en la península ibérica podría propiciar descensos de precios en el mercado MIBEL.
Brent, combustibles y CO2
El lunes 13 de noviembre, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre máximo semanal, de 82,52 $/bbl. Este precio fue un 3,1% menor al del lunes anterior. Los siguientes días de la tercera semana de noviembre los precios descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo semanal, de 77,42 $/bbl, el jueves 16 de noviembre. Este precio fue un 3,2% menor al del jueves anterior y el más bajo desde la primera mitad de julio. El viernes los precios volvieron a aumentar. Ese día, el precio de cierre fue de 80,61 $/bbl. Este precio de cierre fue un 1,0% menor al del viernes anterior.
En la tercera semana de noviembre, los elevados niveles de suministro, el incremento de las reservas estadounidenses y los datos negativos sobre la evolución de la economía de este país ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. La preocupación por la demanda en China también contribuyó al descenso de los precios. Sin embargo, las expectativas de nuevos recortes de producción por parte de la OPEP favorecieron el incremento de los precios en la última sesión de la tercera semana de noviembre.
El lunes 13 de noviembre, los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 47,87 €/MWh. Este precio fue un 6,8% mayor al del lunes anterior. Sin embargo, según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, el martes los precios empezaron a bajar. Como resultado, el viernes 17 de noviembre registraron el precio de cierre mínimo semanal, de 45,06 €/MWh. Este precio fue un 3,4% menor al del viernes anterior. En el conjunto de la semana, el promedio se situó un 0,9% por encima del de la semana anterior.
Durante la tercera semana de noviembre, los elevados niveles de las reservas europeas y las temperaturas suaves en Europa contribuyeron al descenso de los precios de estos futuros. Sin embargo, el temor a posibles interrupciones en el suministro debido a la inestabilidad en Oriente Próximo y el descenso de las temperaturas podrían ejercer su influencia al alza sobre los precios en los próximos días.
Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2023, el lunes 13 de noviembre registraron un precio de cierre de 77,48 €/t. Este precio, fue un 1,6% menor al de la última sesión de la semana anterior pero un 2,2% mayor al del lunes anterior. Los dos días siguientes los precios aumentaron. Como resultado, el precio de cierre del 15 de noviembre, de 79,74 €/t, fue el máximo semanal. Este precio fue un 5,3% mayor al del mismo día de la semana anterior. En las últimas sesiones de la semana, los precios volvieron a bajar. El viernes, 17 de noviembre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 76,55 €/t. Este precio fue un 2,7% menor al del mismo día de la semana anterior. El promedio semanal fue un 1,7% mayor al de la semana anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El pasado jueves 16 de noviembre, AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen celebraron su webinar de noviembre. En esta ocasión participó Luis Marquina de Soto, Presidente de AEPIBAL, la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético, como ponente invitado. En el webinar, los ponentes analizaron 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.
El equipo de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen ya está organizando los próximos webinars de su serie mensual. El webinar de diciembre tendrá lugar el día 14 y abordará los servicios de AleaSoft para el sector de la energía. En el webinar de enero, programado para el día 18, participarán ponentes de PwC Spain por cuarta vez.
Fuente Comunicae
