{"id":120546,"date":"2021-11-08T14:37:13","date_gmt":"2021-11-08T13:37:13","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=120546"},"modified":"2021-11-08T14:37:16","modified_gmt":"2021-11-08T13:37:16","slug":"comienzo-noviembre-descensos-precios-mayoria-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/comienzo-noviembre-descensos-precios-mayoria-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"Noviembre comenz\u00f3 con descensos en los precios de la mayor\u00eda de mercados el\u00e9ctricos europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 8 de noviembre de 2021. En la primera semana de noviembre los precios de la mayor\u00eda de mercados el\u00e9ctricos europeos registraron descensos, favorecidos por la bajada de los precios del gas y el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en algunos mercados. En el mercado ib\u00e9rico el aumento de la producci\u00f3n solar fue otro factor que ayud\u00f3 a que los precios bajaran. Por otro lado, la bajada de las temperaturas provoc\u00f3 aumentos de la demanda en varios mercados. Los precios del Brent y del CO2<\/sub> bajaron, ligeramente en el \u00faltimo caso.<\/strong><\/p>\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termosolar y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n

En la primera semana de noviembre la producci\u00f3n solar<\/strong> disminuy\u00f3 en la mayor\u00eda de los mercados analizados en comparaci\u00f3n con la producci\u00f3n de la semana del 25 de octubre. En los mercados de Alemania e Italia los descensos de la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda fueron del 48% y del 31%, respectivamente, mientras que en el mercado franc\u00e9s la bajada fue de un 8,8%. La excepci\u00f3n fue el mercado ib\u00e9rico, donde la generaci\u00f3n solar aument\u00f3 un 19%.<\/p>\n

Para la semana del 8 de noviembre, las previsiones de producci\u00f3n solar de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican un aumento en los mercados de Alemania y Espa\u00f1a, mientras que en el mercado italiano continuar\u00e1 descendiendo respecto a la de la semana precedente.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion solar fotovoltaica termosolar electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n
AleaSoft - Perfil produccion solar fotovoltaica Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n

Durante la semana del 1 de noviembre la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 en el mercado italiano un 87% y en el mercado ib\u00e9rico un 58% en comparaci\u00f3n con la registrada durante la \u00faltima semana de octubre. Por el contrario, en el mercado franc\u00e9s se registr\u00f3 un descenso del 28%, mientras que en el mercado alem\u00e1n la bajada fue del 6,5%.<\/p>\n

Para la segunda semana de noviembre, las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> prev\u00e9n una ca\u00edda generalizada en la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda de los mercados analizados.
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AleaSoft - Produccion eolica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

La demanda el\u00e9ctrica <\/strong>registr\u00f3 subidas en varios mercados durante la semana del 1 de noviembre respecto a la anterior. Las ca\u00eddas de las temperaturas medias, que fueron de hasta 4,5 \u00b0C en B\u00e9lgica, favorecieron los ascensos de la demanda. En mercados como los de Francia y Gran Breta\u00f1a, los incrementos de la demanda fueron del 9,4% y 8,8% y las disminuciones de las temperaturas medias, de m\u00e1s de 3,0 \u00b0C en ambos mercados.<\/p>\n

Sin embargo, en los mercados de Alemania, Espa\u00f1a y B\u00e9lgica, pese a que se registraron descensos de las temperaturas medias, el efecto del festivo del D\u00eda de Todos los Santos del 1 de noviembre, influy\u00f3 en las bajadas de la demanda, las cuales fueron inferiores al 1,5%. En el caso del mercado espa\u00f1ol, al corregir el efecto de este festivo, el incremento de la demanda fue del 1,8%.<\/p>\n

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 represent\u00f3 la bajada m\u00e1s significativa de la semana.<\/p>\n

Para la semana del 8 de noviembre, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a>, indican que la demanda continuar\u00e1 increment\u00e1ndose en la mayor\u00eda de mercados. Por otra parte, se espera que la demanda del mercado brit\u00e1nico registre una ligera disminuci\u00f3n.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electricidad paises Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h2>\n

La semana del 1 de noviembre los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> descendieron respecto a la semana anterior. La mayor ca\u00edda de precios fue la del mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, del 18%, mientras que la menor fue la del mercado EPEX SPOT<\/strong> de B\u00e9lgica, del 1,3%. Sin embargo, en algunos mercados los precios aumentaron. El mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos registr\u00f3 la mayor subida, del 47%, mientras que el menor aumento fue el del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, del 0,3%.<\/p>\n

En la primera semana de noviembre, el precio promedio semanal m\u00e1s elevado fue el del mercado IPEX <\/strong>de Italia, de 191,37 \u20ac\/MWh, seguido por el del mercado N2EX, de 180,39 \u20ac\/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 56,46 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 133,87 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 164,42 \u20ac\/MWh del EPEX SPOT de Francia.<\/p>\n

El precio diario m\u00e1s elevado de la semana, de 292,54 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el martes 2 de noviembre en el mercado brit\u00e1nico. En cambio, el menor precio diario de la semana, de 21,59 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 el s\u00e1bado 6 de noviembre en el mercado Nord Pool. Por otra parte, el d\u00eda 1 de noviembre, en Italia se registr\u00f3 el precio m\u00e1s bajo desde finales de septiembre, de 166,61 \u20ac\/MWh. Mientras que en Alemania, el 7 de noviembre hubo el precio m\u00e1s bajo desde la primera mitad de agosto, de 35,41 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el d\u00eda 2 de noviembre, a las 3:00, se registr\u00f3 en Italia el precio m\u00e1s bajo desde septiembre, de 119,00 \u20ac\/MWh. Mientras que en el Reino Unido, el d\u00eda 7 de noviembre, a las 5:00, se alcanz\u00f3 un precio de \u201119,37 \u00a3\/MWh, el menor desde mayo de 2020. En este mismo mercado, el d\u00eda 2 de noviembre, a las 18:00, hubo un precio de 1406,00 \u00a3\/MWh, el mayor desde mediados de septiembre. En el caso del mercado Nord Pool, el d\u00eda 8 de noviembre, a las 18:00, se alcanz\u00f3 el precio horario m\u00e1s alto desde febrero, de 129,92 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Durante la semana del 1 de noviembre, el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en el sur de Europa y el aumento de la producci\u00f3n solar en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica favorecieron el descenso de los precios en pa\u00edses como Espa\u00f1a, Francia, Italia o Portugal. Adem\u00e1s, los precios del gas descendieron siendo otro factor fundamental que propici\u00f3 el descenso. Sin embargo, en mercados como el de Alemania, donde la producci\u00f3n e\u00f3lica disminuy\u00f3, los precios aumentaron.<\/p>\n

AleaSoft - Parque E\u00f3lico<\/a><\/div>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la semana del 8 de noviembre los precios podr\u00edan aumentar de manera generalizada en los mercados europeos, influenciados por el aumento de la demanda y el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica.<\/p>\n

AleaSoft - Precios mercados europeos electricidad<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, , Nord Pool y GME.<\/span><\/div>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

La primera semana de noviembre se caracteriz\u00f3 por una subida generalizada de los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo 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<\/strong> de Reino Unido fue en el que m\u00e1s subieron los precios, con un incremento del 18%. El mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos 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<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y de B\u00e9lgica, respectivamente.<\/p>\n

En el caso de los futuros de electricidad para 2022 tuvieron un comportamiento en parte diferente en el mismo per\u00edodo. En los mercados ICE y NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos 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<\/strong> de Espa\u00f1a y el 7,8% del mercado ICE de B\u00e9lgica.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio liquidacion mercados futuros electricidad Europa Q1 y Y1<\/a><\/div>\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h2>\n

Los precios de cierre de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong>, la primera semana de noviembre fueron inferiores a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior. El precio de cierre m\u00ednimo de la semana, de 80,54 $\/bbl, se alcanz\u00f3 el jueves 4 de noviembre. Este precio fue un 4,5% inferior al del jueves anterior y el m\u00e1s bajo desde principios de octubre. Sin embargo, el viernes el precio se recuper\u00f3 hasta los 82,74 $\/bbl, aunque todav\u00eda fue un 1,9% menor al del viernes anterior.<\/p>\n

Durante la primera semana de noviembre, los temores por los efectos sobre la demanda de la evoluci\u00f3n de la pandemia de COVID\u201119<\/strong> ejercieron su influencia a la baja sobre los precios. Los niveles de contagios alcanzaron niveles elevados en Rusia y otros pa\u00edses del este de Europa y empezaron a imponerse medidas para reducirlos.<\/p>\n

Por otra parte, pese a las presiones de pa\u00edses como Estados Unidos, en la reuni\u00f3n del pasado jueves 4 de noviembre, la OPEP+ acord\u00f3 continuar con los incrementos de producci\u00f3n previstos. Esto influenci\u00f3 al alza los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent el viernes 5 de noviembre. La recuperaci\u00f3n de la econom\u00eda en Estados Unidos y la preocupaci\u00f3n sobre si algunos pa\u00edses miembros de la OPEP+ continuar\u00e1n sin poder cumplir con la cuota de producci\u00f3n asignada tambi\u00e9n favorece esta tendencia al alza.<\/p>\n

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, la primera semana de noviembre se mantuvieron por debajo de los 77 \u20ac\/MWh y el promedio, de 71,43 \u20ac\/MWh, fue un 12% inferior al de la semana anterior. Al principio de la semana los precios aumentaron hasta alcanzar el mi\u00e9rcoles 3 de noviembre el precio de cierre m\u00e1ximo de la semana, de 76,54 \u20ac\/MWh. Sin embargo, este precio fue todav\u00eda un 12% inferior al del mi\u00e9rcoles anterior.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2021, la primera semana de noviembre continuaron por debajo de los 60 \u20ac\/t. El precio de cierre m\u00ednimo de la semana, de 56,94 \u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el lunes 1 de noviembre. Este precio fue un 3,5% menor al del lunes anterior. El resto de d\u00edas de la semana, los precios superaron los 59 \u20ac\/t. El precio de cierre m\u00e1ximo de la semana, de 59,87 \u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el jueves 4 de noviembre y fue un 2,2% mayor al del jueves anterior.<\/p>\n

AleaSoft - Precios gas carbon Brent CO2<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting de las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa<\/h2>\n

El pr\u00f3ximo jueves 11 de noviembre se realizar\u00e1 el webinar \u201cPerspectivas de los mercados de energ\u00eda europeos en la crisis energ\u00e9tica mundial<\/a>\u201d con la participaci\u00f3n de los siguientes ponentes de Engie Espa\u00f1a<\/strong>, Daniel Fern\u00e1ndez Alonso<\/strong>, Head of Energy Management and New Green Wholesale Business, Ra\u00fal Rodr\u00edguez Ascaso<\/strong>, Head of Business Development, Ignacio S\u00e1enz Berruga<\/strong>, Head of Origination and PPAs, y de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0<\/strong>, Manager of Data Analysis and Modelling. En el webinar se analizar\u00e1 la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda europeos en la crisis energ\u00e9tica mundial y la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong>. En la segunda parte se realizar\u00e1 una mesa de an\u00e1lisis en la que participar\u00e1 tambi\u00e9n Antonio Delgado Rigal<\/strong>, CEO de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se est\u00e1n realizando estudios, an\u00e1lisis e informes para sistemas h\u00edbridos de renovables y almacenamiento de energ\u00eda<\/strong><\/a>, con el objetivo de definir estrategias de optimizaci\u00f3n de su funcionamiento para maximizar sus ingresos y estimarlos teniendo en cuenta las previsiones de precios horarios de largo plazo del mercado<\/a>.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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\nEstrategias de optimizaci\u00f3n de sistemas h\u00edbridos de renovables y bater\u00edas<\/a>