{"id":131093,"date":"2022-12-01T17:55:15","date_gmt":"2022-12-01T16:55:15","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=131093"},"modified":"2022-12-01T17:55:17","modified_gmt":"2022-12-01T16:55:17","slug":"mibel-se-libra-subidas-precios-mercados-europeos-noviembre","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/mibel-se-libra-subidas-precios-mercados-europeos-noviembre\/","title":{"rendered":"MIBEL se libra de las subidas de precios registradas en los mercados europeos en noviembre"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 1 de diciembre de 2022. En noviembre, los precios de la mayor\u00eda de mercados europeos fueron superiores a los de octubre, excepto en MIBEL, que registr\u00f3 el menor precio desde agosto de 2021, incluyendo el precio de ajuste por el tope al gas. En la mayor\u00eda de mercados, el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica no consigui\u00f3 contrarrestar la subida de la demanda y de los precios del gas y CO2<\/sub>. La producci\u00f3n solar aument\u00f3 respecto a noviembre 2021.<\/strong><\/p>\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termoel\u00e9ctrica y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n

Durante el reci\u00e9n concluido mes de noviembre, la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 respecto al mismo mes de 2021 en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. El mayor incremento ocurri\u00f3 en Alemania, con una subida del 53% en t\u00e9rminos interanuales. El mercado donde se registr\u00f3 el menor ascenso de la producci\u00f3n solar fue Portugal, con una subida del 5%.<\/p>\n

Por otra parte, la producci\u00f3n solar disminuy\u00f3 en Europa respecto al mes anterior, un comportamiento que est\u00e1 en correspondencia con la disminuci\u00f3n de las horas de sol en el continente. El principal descenso se produjo en Alemania, donde la bajada fue del 50%, mientras que en Portugal fue donde menos se redujo la producci\u00f3n solar respecto a octubre, registr\u00e1ndose una ca\u00edda del 21%.<\/p>\n

En noviembre de 2022, en Espa\u00f1a peninsular se instalaron 167\u00a0MW de solar fotovoltaica<\/strong>, ascendiendo a 17\u00a0745\u00a0MW la potencia instalada de esta tecnolog\u00eda.<\/p>\n

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

En cuanto a la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, el mes de noviembre termin\u00f3 con incrementos generalizados respecto al mismo mes del a\u00f1o anterior. En Francia es donde fue m\u00e1s notable este aumento, pues su producci\u00f3n e\u00f3lica de noviembre aument\u00f3 un 80% respecto a la del per\u00edodo equivalente de 2021. El menor incremento se registr\u00f3 en Portugal, de un 2,0%.<\/p>\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica tambi\u00e9n fue superior en noviembre respecto al mes de octubre, con un destacado aumento del 86% en Italia y siendo nuevamente Portugal el mercado con el menor aumento registrado, en este caso de un 13%.<\/p>\n

En noviembre de 2022, la potencia e\u00f3lica en el territorio peninsular espa\u00f1ol se situ\u00f3 en 29\u00a0035\u00a0MW, al instalarse 41\u00a0MW nuevos de esta tecnolog\u00eda en este per\u00edodo.
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AleaSoft - Produccion mensual 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

En el mes de noviembre de 2022 la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> descendi\u00f3 de manera generalizada en los mercados el\u00e9ctricos europeos respecto al mismo mes del a\u00f1o anterior. La mayor bajada interanual se registr\u00f3 en el mercado franc\u00e9s, la cual fue del 17%, seguida por la ca\u00edda del 14% del mercado de Pa\u00edses Bajos. En los mercados de B\u00e9lgica, Gran Breta\u00f1a, Espa\u00f1a e Italia las bajadas estuvieron entre el 6,6% del mercado italiano y el 10% de los mercados de B\u00e9lgica y Gran Breta\u00f1a. Los mercados de Alemania y Portugal fueron los que registraron los menores descensos, que fueron del 2,5% y del 3,2% respectivamente. En noviembre de 2022 las temperaturas medias<\/strong> fueron superiores a las del mismo mes de 2021, lo que favoreci\u00f3 el descenso de la demanda.<\/p>\n

En la comparaci\u00f3n respecto a octubre de 2022, la demanda aument\u00f3 en todos los mercados de Europa en correspondencia con el descenso de las temperaturas medias. El mayor incremento se registr\u00f3 en el mercado de Francia, el cual fue de un 18%, seguido por las subidas del 13% en la demanda del mercado brit\u00e1nico y del 7,3% en el mercado alem\u00e1n. En los mercados de Portugal, Espa\u00f1a, Pa\u00edses Bajos, Italia y B\u00e9lgica, los aumentos fueron del 6,2%, 5,0%, 4,1%, 4,1% y 2,4% respectivamente.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electrica mensual 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

En el mes de noviembre de 2022, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 155\u00a0\u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Las excepciones fueron el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un promedio de 109,26\u00a0\u20ac\/MWh, y el mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a, con 115,38\u00a0\u20ac\/MWh y 115,56\u00a0\u20ac\/MWh respectivamente. En cambio, el precio promedio mensual m\u00e1s alto, de 224,51\u00a0\u20ac\/MWh, fue el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, seguido por el del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Francia, de 191,88\u00a0\u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 158,90\u00a0\u20ac\/MWh del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido y los 180,41\u00a0\u20ac\/MWh del mercado EPEX\u00a0SPOT de B\u00e9lgica.<\/p>\n

En el caso del mercado MIBEL, si se tiene en cuenta el precio que algunos consumidores han de pagar para compensar la limitaci\u00f3n de los precios del gas actualmente en funcionamiento en dicho mercado, el precio promedio de noviembre en el mercado espa\u00f1ol fue de 124,43\u00a0\u20ac\/MWh. Este precio es el m\u00e1s bajo desde agosto de 2021.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el mes de octubre de 2022, en noviembre los precios promedio subieron en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La excepci\u00f3n fue el mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal, con descensos del 9,2% y el 9,3%, respectivamente, y del 24% en ambos casos si se tiene en cuenta el precio del ajuste por el tope al gas. Por otra parte, la mayor subida, del 49%, se registr\u00f3 en el mercado n\u00f3rdico, mientras que los menores incrementos fueron los de los mercados italiano y franc\u00e9s, del 6,2% y el 7,3%, respectivamente. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 14% del mercado alem\u00e1n y el 16% del mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

Si se comparan los precios promedio del mes de noviembre con los registrados en el mismo mes de 2021, los precios bajaron en todos los mercados, excepto en el mercado Nord\u00a0Pool, donde subieron un 30%. Por otra parte, la mayor ca\u00edda de precios fue la del mercado ib\u00e9rico, del 40%, y del 36% si se tiene en cuenta el precio de ajuste por el tope al gas, seguida por la del mercado brit\u00e1nico, del 27%. En el resto de los mercados, los descensos estuvieron entre el 0,6% del mercado italiano y el 12% del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, hay que destacar que en el mes analizado se alcanzaron precios horarios superiores a 1000\u00a0\u00a3\/MWh en el mercado brit\u00e1nico los d\u00edas 28 y 29 de noviembre, entre las 18:00 y las 19:00. El precio m\u00e1s elevado, de 1066,47\u00a0\u00a3\/MWh, fue el del martes 29 de noviembre. Este precio horario fue el m\u00e1s alto registrado en el Reino Unido desde el 24 de enero de 2022. En cambio, durante cuatro horas de la madrugada del viernes 11 de noviembre se alcanzaron precios horarios negativos en el mercado brit\u00e1nico. El menor precio, de \u201117,07\u00a0\u00a3\/MWh, se registr\u00f3 entre las 5:00 y las 6:00. Este fue el precio m\u00e1s bajo desde el 3 de enero de 2022 en este mercado. Por otra parte, el d\u00eda 2 de noviembre, de 2:00 a 3:00, tambi\u00e9n se registr\u00f3 un precio negativo, de \u20114,10\u00a0\u20ac\/MWh, en el mercado belga.<\/p>\n

En el caso de los precios diarios, teniendo en cuenta el precio de ajuste debido a la excepci\u00f3n ib\u00e9rica, el d\u00eda 19 de noviembre se registr\u00f3 un precio de 57,39\u00a0\u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol. Este precio fue el m\u00e1s bajo de este mercado desde el 20 de junio de 2021.<\/p>\n

Por otra parte, los precios del gas TTF en el mercado spot y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> aumentaron en el mes de noviembre respecto al mes anterior. Esto propici\u00f3 el incremento de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos. El incremento generalizado de la demanda en noviembre tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a las subidas de precios. Sin embargo, en el caso del mercado MIBEL, el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica ib\u00e9rica y la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n nuclear espa\u00f1ola contribuyeron al descenso de los precios.<\/p>\n

AleaSoft - renewables<\/a><\/div>\n

Al comparar con noviembre de 2021, el descenso generalizado de la demanda y el incremento de la producci\u00f3n renovable e\u00f3lica y solar compensaron el efecto de la subida de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>. Esto dio lugar a precios promedio inferiores a los del mismo mes del a\u00f1o anterior en casi todos los mercados el\u00e9ctricos analizados.<\/p>\n

AleaSoft - Precio mensual mercados electricos Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, , Nord Pool y GME.<\/span><\/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> descendieron durante del mes de noviembre. El precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 98,57\u00a0$\/bbl, se alcanz\u00f3 a principios de mes, el d\u00eda 4 de noviembre, y fue el m\u00e1s alto desde finales de agosto. En cambio, el precio de cierre m\u00ednimo mensual, de 83,19\u00a0$\/bbl, se registr\u00f3 el 28 de noviembre y fue el m\u00e1s bajo desde el 10 de enero de 2022.<\/p>\n

Por otra parte, estos futuros registraron un precio promedio mensual de 90,98\u00a0$\/bbl en noviembre. Este valor es un 2,8% menor al alcanzado por los futuros del Front\u2011Month de octubre de 2022, de 93,59\u00a0$\/bbl. En cambio, es un 13% superior al correspondiente a los futuros del Front\u2011Month negociados en noviembre de 2021, de 80,79\u00a0$\/bbl.<\/p>\n

Las preocupaciones por la evoluci\u00f3n de la demanda debido a la situaci\u00f3n de la econom\u00eda a nivel global influenciaron los precios de los futuros del petr\u00f3leo Brent a la baja durante el mes de noviembre. A mediados de mes, tanto la OPEP como la Agencia Internacional de la Energ\u00eda rebajaron sus previsiones para la demanda de 2023. La expansi\u00f3n de la COVID\u201119 en China tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a aumentar la preocupaci\u00f3n por la demanda de crudo en la segunda mitad del mes.<\/p>\n

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, en noviembre se mantuvieron por encima de 105\u00a0\u20ac\/MWh, excepto el d\u00eda 11 de noviembre, cuando se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo mensual, de 97,85\u00a0\u20ac\/MWh. Este precio fue el m\u00e1s bajo desde el 14 de junio. En cambio, en la segunda mitad del mes se registraron aumentos y el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 146,40\u00a0\u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 30 de noviembre.<\/p>\n

Por otra parte, el valor promedio registrado durante el mes de noviembre por estos futuros fue de 119,65\u00a0\u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros del Front\u2011Month negociados en el mes de octubre de 2022, de 135,48\u00a0\u20ac\/MWh, el promedio disminuy\u00f3 un 12%. Adem\u00e1s, el precio promedio de noviembre fue el m\u00e1s bajo desde junio. Pero, si se compara con los futuros del Front\u2011Month negociados en el mes de noviembre de 2021, cuando el precio promedio fue de 82,56\u00a0\u20ac\/MWh, hubo una subida del 45%.<\/p>\n

Durante el mes de noviembre, los niveles elevados de las reservas europeas y unas temperaturas superiores a las habituales para la \u00e9poca contribuyeron al descenso del precio promedio de los futuros de gas TTF respecto al mes anterior. Sin embargo, en la segunda mitad del mes, la disminuci\u00f3n de la cantidad de buques a la espera de descargar en las regasificadoras y las previsiones de bajas temperaturas propiciaron el incremento de los precios. Adem\u00e1s, las amenazas de reducciones en el suministro de gas ruso tambi\u00e9n ejercieron su influencia al alza sobre los precios.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios 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 2022, despu\u00e9s de algunas oscilaciones, en la \u00faltima parte del mes de noviembre aumentaron. Estos incrementos estuvieron influenciados por las perspectivas de bajas temperaturas. Como consecuencia de esta tendencia, el d\u00eda 30 de noviembre, se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 84,69\u00a0\u20ac\/t. Este precio fue el m\u00e1s alto desde finales de agosto.<\/p>\n

Por otra parte, los futuros de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> alcanzaron un precio promedio en noviembre de 76,26\u00a0\u20ac\/t, un 8,2% mayor al del mes anterior, de 70,49\u00a0\u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mes de noviembre de 2021 para el contrato de referencia de diciembre de ese a\u00f1o, de 66,44\u00a0\u20ac\/t, el promedio de noviembre de 2022 es un 15% superior.<\/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 sobre los mercados de energ\u00eda<\/h2>\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se ha desarrollado Alea Energy DataBase<\/strong> (AleaApp<\/strong>), una plataforma online<\/a> para la visualizaci\u00f3n y an\u00e1lisis de todos los datos de los mercados de energ\u00eda y de aquellas variables que puedan tener impacto sobre ellos. Esta herramienta es de gran inter\u00e9s para analistas de datos, traders, productores y comercializadoras de energ\u00eda, promotores de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong>, CEOs y CFOs, as\u00ed como para periodistas especializados en el sector, por su fiabilidad y facilidad de uso, dado que los datos se compilan en una misma fuente y con un mismo formato.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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