Por AleaSoft Energy Forecasting
En la primera semana de noviembre los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos registraron descensos, favorecidos por la bajada de los precios del gas y el aumento de la producción eólica en algunos mercados. En el mercado ibérico el aumento de la producción solar fue otro factor que ayudó a que los precios bajaran. Por otro lado, la bajada de las temperaturas provocó aumentos de la demanda en varios mercados. Los precios del Brent y del CO2 bajaron, ligeramente en el último caso.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
En la primera semana de noviembre la producción solar disminuyó en la mayoría de los mercados analizados en comparación con la producción de la semana del 25 de octubre. En los mercados de Alemania e Italia los descensos de la producción con esta tecnología fueron del 48% y del 31%, respectivamente, mientras que en el mercado francés la bajada fue de un 8,8%. La excepción fue el mercado ibérico, donde la generación solar aumentó un 19%.
Para la semana del 8 de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en los mercados de Alemania y España, mientras que en el mercado italiano continuará descendiendo respecto a la de la semana precedente.
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 1 de noviembre la producción eólica aumentó en el mercado italiano un 87% y en el mercado ibérico un 58% en comparación con la registrada durante la última semana de octubre. Por el contrario, en el mercado francés se registró un descenso del 28%, mientras que en el mercado alemán la bajada fue del 6,5%.
Para la segunda semana de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting prevén una caída generalizada en la generación con esta tecnología de los mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica registró subidas en varios mercados durante la semana del 1 de noviembre respecto a la anterior. Las caídas de las temperaturas medias, que fueron de hasta 4,5 °C en Bélgica, favorecieron los ascensos de la demanda. En mercados como los de Francia y Gran Bretaña, los incrementos de la demanda fueron del 9,4% y 8,8% y las disminuciones de las temperaturas medias, de más de 3,0 °C en ambos mercados.
Sin embargo, en los mercados de Alemania, España y Bélgica, pese a que se registraron descensos de las temperaturas medias, el efecto del festivo del Día de Todos los Santos del 1 de noviembre, influyó en las bajadas de la demanda, las cuales fueron inferiores al 1,5%. En el caso del mercado español, al corregir el efecto de este festivo, el incremento de la demanda fue del 1,8%.
En el mercado italiano convergieron una ligera subida de la temperatura y el efecto del festivo del 1 de noviembre. Estas causas propiciaron que en dicho mercado la demanda cayera un 4,6%, lo que representó la bajada más significativa de la semana.
Para la semana del 8 de noviembre, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting, indican que la demanda continuará incrementándose en la mayoría de mercados. Por otra parte, se espera que la demanda del mercado británico registre una ligera disminución.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 1 de noviembre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron respecto a la semana anterior. La mayor caída de precios fue la del mercado MIBEL de España y Portugal, del 18%, mientras que la menor fue la del mercado EPEX SPOT de Bélgica, del 1,3%. Sin embargo, en algunos mercados los precios aumentaron. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor subida, del 47%, mientras que el menor aumento fue el del mercado N2EX del Reino Unido, del 0,3%.
En la primera semana de noviembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado IPEX de Italia, de 191,37 €/MWh, seguido por el del mercado N2EX, de 180,39 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 56,46 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 133,87 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 164,42 €/MWh del EPEX SPOT de Francia.
El precio diario más elevado de la semana, de 292,54 €/MWh, se alcanzó el martes 2 de noviembre en el mercado británico. En cambio, el menor precio diario de la semana, de 21,59 €/MWh, se registró el sábado 6 de noviembre en el mercado Nord Pool. Por otra parte, el día 1 de noviembre, en Italia se registró el precio más bajo desde finales de septiembre, de 166,61 €/MWh. Mientras que en Alemania, el 7 de noviembre hubo el precio más bajo desde la primera mitad de agosto, de 35,41 €/MWh.
Por lo que respecta a los precios horarios, el día 2 de noviembre, a las 3:00, se registró en Italia el precio más bajo desde septiembre, de 119,00 €/MWh. Mientras que en el Reino Unido, el día 7 de noviembre, a las 5:00, se alcanzó un precio de 19,37 £/MWh, el menor desde mayo de 2020. En este mismo mercado, el día 2 de noviembre, a las 18:00, hubo un precio de 1406,00 £/MWh, el mayor desde mediados de septiembre. En el caso del mercado Nord Pool, el día 8 de noviembre, a las 18:00, se alcanzó el precio horario más alto desde febrero, de 129,92 €/MWh.
Durante la semana del 1 de noviembre, el incremento de la producción eólica en el sur de Europa y el aumento de la producción solar en la península ibérica favorecieron el descenso de los precios en países como España, Francia, Italia o Portugal. Además, los precios del gas descendieron siendo otro factor fundamental que propició el descenso. Sin embargo, en mercados como el de Alemania, donde la producción eólica disminuyó, los precios aumentaron.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 8 de noviembre los precios podrían aumentar de manera generalizada en los mercados europeos, influenciados por el aumento de la demanda y el descenso de la producción eólica.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
La primera semana de noviembre se caracterizó por una subida generalizada de los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre, si se comparan los precios de cierre del viernes 5 de noviembre con los del viernes anterior, el 29 de octubre. El mercado EEX de Reino Unido fue en el que más subieron los precios, con un incremento del 18%. El mercado NASDAQ de los países nórdicos fue en el que menos variaron los precios, con un aumento del 0,4%. En el resto de mercados los incrementos estuvieron entre el 0,6% y el 11% del mercado ICE de los países nórdicos y de Bélgica, respectivamente.
En el caso de los futuros de electricidad para 2022 tuvieron un comportamiento en parte diferente en el mismo período. En los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos los precios se redujeron en un 1,5% y un 1,4% respectivamente. Mientras tanto, en el resto de mercados los incrementos se situaron entre el 2,2% registrado en el mercado EEX de España y el 7,8% del mercado ICE de Bélgica.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el FrontMonth en el mercado ICE, la primera semana de noviembre fueron inferiores a los de los mismos días de la semana anterior. El precio de cierre mínimo de la semana, de 80,54 $/bbl, se alcanzó el jueves 4 de noviembre. Este precio fue un 4,5% inferior al del jueves anterior y el más bajo desde principios de octubre. Sin embargo, el viernes el precio se recuperó hasta los 82,74 $/bbl, aunque todavía fue un 1,9% menor al del viernes anterior.
Durante la primera semana de noviembre, los temores por los efectos sobre la demanda de la evolución de la pandemia de COVID19 ejercieron su influencia a la baja sobre los precios. Los niveles de contagios alcanzaron niveles elevados en Rusia y otros países del este de Europa y empezaron a imponerse medidas para reducirlos.
Por otra parte, pese a las presiones de países como Estados Unidos, en la reunión del pasado jueves 4 de noviembre, la OPEP+ acordó continuar con los incrementos de producción previstos. Esto influenció al alza los precios de los futuros de petróleo Brent el viernes 5 de noviembre. La recuperación de la economía en Estados Unidos y la preocupación sobre si algunos países miembros de la OPEP+ continuarán sin poder cumplir con la cuota de producción asignada también favorece esta tendencia al alza.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el FrontMonth, la primera semana de noviembre se mantuvieron por debajo de los 77 €/MWh y el promedio, de 71,43 €/MWh, fue un 12% inferior al de la semana anterior. Al principio de la semana los precios aumentaron hasta alcanzar el miércoles 3 de noviembre el precio de cierre máximo de la semana, de 76,54 €/MWh. Sin embargo, este precio fue todavía un 12% inferior al del miércoles anterior.
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 2021, la primera semana de noviembre continuaron por debajo de los 60 €/t. El precio de cierre mínimo de la semana, de 56,94 €/t, se alcanzó el lunes 1 de noviembre. Este precio fue un 3,5% menor al del lunes anterior. El resto de días de la semana, los precios superaron los 59 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 59,87 €/t, se alcanzó el jueves 4 de noviembre y fue un 2,2% mayor al del jueves anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
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