AleaSoft Energy Forecasting, 3 de diciembre de 2024. En noviembre, los precios mensuales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos superaron los 100 €/MWh. En casi todos los mercados, este fue el precio mensual más alto desde al menos mayo de 2023. El incremento de los precios del gas, que alcanzaron el mayor promedio desde diciembre de 2023, fue el principal impulsor de estas subidas. El aumento de los precios del CO2 y de la demanda eléctrica, así como el descenso de la producción fotovoltaica también propició el incremento de precios respecto a octubre, a pesar de que la producción eólica aumentó en gran parte de los mercados. La fotovoltaica registró récords de producción para un noviembre en España, Italia, Francia y Portugal.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En noviembre de 2024, todos los principales mercados eléctricos europeos registraron un crecimiento de más del 10% en la producción solar fotovoltaica en comparación con el mismo mes del año anterior. El mercado portugués lideró los incrementos porcentuales, con un 35%. En el resto de los mercados, la producción con energía solar fotovoltaica aumentó entre el 13% en Alemania y el 23% en Italia.
En cambio, se observó la tendencia opuesta al comparar la producción solar entre octubre y noviembre de 2024. Como consecuencia de la reducción de horas de luz solar, la producción solar fotovoltaica disminuyó en noviembre en todos los mercados analizados. El mercado alemán registró el mayor descenso, de un 54%. En el resto de los mercados, los descensos oscilaron entre el 12% en España y el 25% en Francia.
Cuatro mercados batieron el récord histórico de producción fotovoltaica en un mes de noviembre. El mercado español fue el líder con una producción de 2311 GWh. Le siguieron los mercados italiano y francés, que produjeron 1430 GWh y 1188 GWh con esta tecnología, respectivamente. El mercado portugués cerró la lista con una producción de 267 GWh.
Los incrementos de producción anteriores reflejaron el aumento interanual de la capacidad instalada de energía fotovoltaica. Según datos de Red Eléctrica, entre noviembre de 2023 y noviembre de 2024, España añadió 4088 MW al sistema peninsular. En el mismo período, el mercado portugués amplió su capacidad solar en 1002 MW.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.En noviembre de 2024, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a noviembre de 2023. Las disminuciones oscilaron entre el 25% en el mercado alemán y el 41% en el mercado italiano. La excepción fue el mercado portugués, donde la producción eólica aumentó un 5,8% interanual.
Al comparar con octubre de 2024, la producción eólica aumentó en noviembre en la mayoría de los mercados analizados. Los aumentos oscilaron entre el 7,0% en el mercado portugués y el 33% en el mercado italiano. El mercado español fue la excepción, al caer un 12% la producción con energía eólica en comparación con octubre.
Según datos de Red Eléctrica, entre noviembre de 2023 y noviembre de 2024, España sumó al sistema peninsular 789 MW de capacidad eólica. En el mismo período, el mercado portugués ganó 31 MW de nueva capacidad.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.Demanda eléctrica
En noviembre de 2024, la demanda eléctrica aumentó en los Países Bajos, Gran Bretaña, Bélgica y Francia en comparación con el mismo período de 2023. El mercado neerlandés registró el mayor aumento, del 4,5%, mientras que el mercado francés registró el menor incremento, del 1,1%. La tendencia opuesta se observó en Alemania y los mercados del sur de Europa. En los mercados español y alemán la demanda cayó un 1,6% y un 1,2%, respectivamente, y en el italiano un 0,7%. El mercado portugués experimentó el menor descenso de la demanda, con una caída del 0,4% respecto a noviembre de 2023.
Sin embargo, al analizar los cambios en la demanda en comparación con octubre de 2024, la situación fue mucho más uniforme en todos los principales mercados europeos. Con el cambio estacional y las temperaturas más frías, la demanda aumentó en todos los mercados analizados respecto al mes anterior. Los mercados francés, británico y neerlandés registraron crecimientos de dos dígitos, del 18%, 14% y 12%, en cada caso. Los mercados del sur de Europa mostraron un menor aumento de la demanda con respecto a octubre, con un crecimiento del 2,8%, 2,5% y 1,6% en Italia, Portugal y España, respectivamente.
En la mayoría de los mercados analizados, noviembre de 2024 fue más frío que el mismo mes de 2023. El descenso de las temperaturas medias osciló entre 0,2°C en Francia y 1,0°C en Italia. En cambio, en España, Portugal y Gran Bretaña las temperaturas medias aumentaron de forma interanual entre 0,3°C y 0,5°C.
En línea con el avance del otoño, las temperaturas medias en noviembre fueron inferiores a las del mes anterior en todos los mercados analizados. Las variaciones oscilaron entre ‑6,5°C en Italia y ‑3,2°C en Portugal.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.Mercados eléctricos europeos
En el mes de noviembre de 2024, el precio promedio mensual en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos fue superior a 100 €/MWh. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, que tuvo un promedio de 37,28 €/MWh. El mercado IPEX de Italia registró el precio mensual más alto, de 130,89 €/MWh. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 100,53 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 117,30 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.
En comparación con el mes de octubre, los precios promedio subieron en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Los mercados nórdico y francés registraron las mayores subidas porcentuales de precios, del 56% y el 62%, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 12% del mercado italiano y el 52% del mercado MIBEL de España.
Comparando los precios promedio del mes de noviembre con los registrados en el mismo mes de 2023, los precios también subieron en la mayoría de los mercados analizados. La excepción fue el mercado nórdico, con una caída de precios del 50%. Por otra parte, los mercados español y portugués registraron las mayores subidas, del 65% en ambos casos. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 7,5% del mercado italiano y el 25% del mercado alemán.
Como consecuencia de las subidas de precios, en noviembre de 2024, los mercados alemán, español, neerlandés y portugués registraron sus promedios más altos desde el mes de marzo de 2023. Los mercados belga y británico alcanzaron los promedios más altos desde abril de 2023. El mercado francés alcanzó el promedio más alto desde mayo de 2023, mientras que el mercado italiano registró el promedio más alto desde noviembre de 2023. Por lo que respecta al promedio del mercado nórdico, fue el más alto desde mayo de 2024.
En el mes de noviembre de 2024, el incremento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 respecto al mes anterior, la caída de la producción solar y el aumento de la demanda favorecieron las subidas de precios en los mercados eléctricos europeos, a pesar del incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados.
Por otra parte, la subida del precio promedio del gas y el descenso de la producción eólica respecto a noviembre de 2023 en la mayoría de los mercados propiciaron la subida interanual de precios en los mercados eléctricos europeos. Además, la demanda eléctrica aumentó en algunos mercados.
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 un precio promedio mensual de 73,40 $/bbl en el mes de noviembre. Este valor fue un 2,6% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de octubre, de 75,38 $/bbl. También fue un 11% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en noviembre de 2023, de 82,03 $/bbl.
Al principio de noviembre, el descenso de producción en el Golfo de México por el huracán Rafael y la intención del gobierno estadounidense de rellenar sus reservas estratégicas ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. La decisión de la OPEP+ de posponer los incrementos de producción previstos para diciembre también presionó al alza los precios en noviembre. Pese a estos factores, los precios de los futuros de petróleo Brent bajaron durante el mes influenciados por la preocupación por la evolución de la demanda. En noviembre, tanto la Agencia Internacional de la Energía como la OPEP rebajaron sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2025.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el mes de noviembre fue de 44,71 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este es el mayor promedio mensual desde diciembre de 2023.
En comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de octubre, de 40,42 €/MWh, el promedio de noviembre aumentó un 11%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de noviembre de 2023, cuando el precio promedio fue de 45,75 €/MWh, hubo un descenso del 2,3%.
El huracán Rafael también ejerció su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF a principios de noviembre. Además, la preocupación por el suministro de gas desde Rusia y las perspectivas de un incremento de la demanda por el descenso de las temperaturas también contribuyeron al incremento de precios respecto al mes anterior. Por otra parte, los niveles elevados de las reservas europeas mantuvieron los precios de cierre por debajo de 45 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la primera mitad del mes. Esto contribuyó a que el promedio mensual fuera inferior al de noviembre de 2023. Sin embargo, los niveles de las reservas europeas a finales de noviembre de 2024 eran inferiores a los niveles del año anterior, lo que ha favorecido que los precios de cierre superen esa cota en la segunda parte del mes.
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 2024, alcanzaron un precio promedio en noviembre de 67,51 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, esto representa un incremento del 5,6% respecto al promedio del mes anterior, de 63,93 €/t. Si se compara con el promedio del mes de noviembre de 2023, de 79,84 €/t, el promedio de noviembre de 2024 fue un 15% menor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre el almacenamiento de energía y la hibridación
La división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting está especializada en el cálculo de ingresos, la optimización, la gestión y el dimensionamiento del almacenamiento de energía, como las baterías, para proyectos stand‑alone y para sistemas híbridos que combinan tecnologías renovables, como la energía eólica y la solar, con sistemas de almacenamiento de energía. Los informes de AleaStorage se basan en simulaciones de precios horarios y algoritmos de optimización que tienen en cuenta las características técnicas del sistema y las oportunidades de venta de la energía en los mercados.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
