Por AleaSoft Energy Forecasting
En la tercera semana de enero, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior debido al incremento de la demanda asociado al descenso de las temperaturas. Sin embargo, en los mercados español, portugués e italiano, donde la producción eólica aumentó, se registraron descensos de precios. Por otra parte, los futuros de gas TTF alcanzaron un precio de cierre de 55,45 €/MWh el lunes 16 de enero, el más bajo desde septiembre de 2021.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
Durante la tercera semana de enero, la producción solar aumentó respecto a la semana anterior en casi todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La excepción fue el mercado italiano, con un descenso del 32%. Por otra parte, la mayor subida fue la del mercado alemán, del 26%. En el mercado portugués, el aumento fue del 6,6%, mientras que en los mercados español y francés los incrementos fueron del 9,2% y 9,1% respectivamente.
Para la cuarta semana de enero, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción podría aumentar en los mercados de España e Italia, mientras que en Alemania podría descender.
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 16 de enero, la producción eólica disminuyó respecto a la semana anterior en los mercados alemán y francés en un 53% y un 57% respectivamente. En el resto de los mercados se registraron aumentos. La mayor subida, del 117%, fue la del mercado portugués, mientras que en los mercados italiano y español la producción con esta tecnología aumentó un 9,5% y un 63%, respectivamente.
Para la semana del 23 de enero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican descensos en todos los mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 16 de enero, la demanda eléctrica aumentó en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting respecto a la semana anterior. El mayor incremento, del 20%, se registró en el mercado francés, seguido por la subida del 15% del mercado británico. En cambio, en el mercado alemán se registró el menor aumento, inferior al 0,1%. En el resto de los mercados la demanda creció entre el 3,3% del mercado italiano y el 11% del mercado neerlandés.
El descenso generalizado de las temperaturas medias en comparación con las registradas durante la semana anterior favoreció el incremento de la demanda para este período. Los mayores descensos, de más de 6,0 °C, se registraron en los mercados de Alemania, Bélgica, Gran Bretaña y los Países Bajos.
Para la semana del 23 de enero, según las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, se espera que ésta siga aumentando en la mayoría de los mercados europeos analizados. Sin embargo, la demanda podría disminuir en Gran Bretaña.
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 16 de enero, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado MIBEL de España y Portugal, con una caída del 51%, y el mercado IPEX de Italia, con un descenso del 0,4%. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 101%, fue la del mercado EPEX SPOT de Alemania. En el resto de los mercados, los incrementos estuvieron entre el 48% del mercado N2EX del Reino Unido y el 97% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.
En la tercera semana de enero, el precio promedio más elevado, de 173,92 €/MWh, fue el del mercado británico. Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados portugués y español, de 37,44 €/MWh y 37,46 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 116,32 €/MWh del mercado Nord Pool de los países nórdicos y los 167,75 €/MWh del mercado italiano.
Por lo que respecta a los precios horarios, el día 18 de enero, de 2:00 a 4:00, en los mercados español y portugués se registraron precios de 0,10 €/MWh, los más bajos desde los alcanzados en el primer día del año. En cambio, el viernes 20 de enero, de 19:00 a 20:00, se alcanzó un precio de 207,80 €/MWh, el más alto de estos mercados desde principio de diciembre.
Por otra parte, el lunes 23 de enero, de 9:00 a 10:00, se alcanzó un precio de 270,00 €/MWh en el mercado francés y se superó esta cantidad en los mercados alemán, belga y neerlandés. En el caso del mercado británico, el día 23, de 18:00 a 19:00, se registró un precio horario de 255,06 £/MWh. Estos precios fueron los más altos del último mes en estos mercados.
Durante la semana del 16 de enero, el incremento generalizado de la demanda, favorecido por el descenso de las temperaturas, propició el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en mercados como el alemán y el francés cayó la producción eólica, provocando incrementos de precios por encima del 95%. En cambio, en los mercados español, portugués e italiano, donde la producción con esta tecnología aumentó, se registraron descensos de precios. A estos descensos también contribuyeron unos menores precios del gas y una mayor producción solar en el caso del mercado MIBEL.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de enero los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el incremento de la demanda y el descenso generalizado de la producción eólica. Sin embargo, en el mercado británico, donde se espera una menor demanda, los precios podrían disminuir.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron el lunes 16 de enero el precio de cierre mínimo semanal, de 84,46 $/bbl. Este precio fue inferior al de la última sesión de la semana anterior, de 85,28 $/bbl. Pero, posteriormente, se registraron aumentos y el viernes 20 de enero se alcanzó un precio de cierre de 87,63 $/bbl. Este precio fue un 2,8% mayor al del viernes anterior y el más alto desde noviembre de 2022.
La relajación de las medidas de control de la COVID‑19 en China favoreció la tendencia al alza de los precios de los futuros del petróleo Brent durante la tercera semana de enero debido a las expectativas sobre la recuperación de la demanda en este país.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, la tercera semana de enero se mantuvieron por debajo de 70 €/MWh. El precio de cierre mínimo semanal, de 55,45 €/MWh, se alcanzó el lunes 16 de enero. Este precio fue un 25% menor al del lunes anterior y el más bajo desde septiembre de 2021. Pero el resto de días de la semana los precios de cierre se recuperaron y superaron los 60 €/MWh. El viernes 20 de enero se alcanzó el precio de cierre máximo semanal, de 66,90 €/MWh, el cual fue un 3,2% mayor al del viernes anterior.
Los elevados niveles de las reservas europeas y el suministro de gas natural licuado por vía marítima contribuyeron a mantener los precios de los futuros de gas TTF por debajo de 70 €/MWh en la tercera semana de enero. Sin embargo, el descenso de las temperaturas ejerció su influencia al alza sobre los precios durante esa semana.
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 16 de enero se alcanzó el precio de cierre mínimo de la semana, de 77,57 €/t. Este precio fue un 4,8% menor al del lunes anterior. Pero el resto de la semana los precios aumentaron. Como resultado, el precio de cierre del viernes 20 de enero fue de 85,08 €/t, un 6,5% mayor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
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