{"id":131864,"date":"2023-01-30T16:43:22","date_gmt":"2023-01-30T15:43:22","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=131864"},"modified":"2023-01-30T16:44:05","modified_gmt":"2023-01-30T15:44:05","slug":"eolica-demanda-co2-subida-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/eolica-demanda-co2-subida-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"La e\u00f3lica, la demanda y el CO2<\/sub> contribuyen a la subida en los mercados el\u00e9ctricos europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 30 de enero de 2023. En la cuarta semana de enero, los precios de casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. El descenso generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica, el incremento de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados y el aumento de los precios del CO2<\/sub> contribuyeron a este comportamiento. Por otra parte, el jueves 26 de enero, los futuros de gas TTF registraron su precio de cierre m\u00e1s bajo desde septiembre de 2021, de 54,82\u00a0\u20ac\/MWh.<\/strong><\/p>\n

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

Durante la cuarta semana de enero, la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 respecto a la semana anterior en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La mayor subida fue la del mercado italiano, del 74%. En el mercado portugu\u00e9s, el aumento alcanz\u00f3 el 56% y, en el mercado espa\u00f1ol, el incremento fue del 40%. Sin embargo, en los mercados alem\u00e1n y franc\u00e9s se registraron descensos del 49% y del 0,6%, respectivamente.<\/p>\n

Para la primera semana de febrero, las previsiones de producci\u00f3n solar de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que la producci\u00f3n podr\u00eda aumentar en los mercados de Alemania e Italia, mientras que en Espa\u00f1a podr\u00eda descender ligeramente.<\/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><\/p>\n

Durante la semana del 23 de enero, la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> disminuy\u00f3 respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La mayor ca\u00edda, del 53%, fue la del mercado alem\u00e1n, seguida por la del mercado italiano, del 45%. En el mercado portugu\u00e9s la producci\u00f3n e\u00f3lica descendi\u00f3 un 34%, mientras que en los mercados espa\u00f1ol y franc\u00e9s la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda cay\u00f3 un 18% y un 15%, respectivamente.<\/p>\n

Para la semana del 30 de enero, las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que la misma podr\u00eda aumentar significativamente en los mercados alem\u00e1n e italiano.<\/p>\n

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

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

En la semana del 23 de enero, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 en casi todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron los mercados alem\u00e1n y brit\u00e1nico, con descensos del 1,1% y del 1,3%, respectivamente. Por otra parte, el mayor incremento, del 5,0%, se registr\u00f3 en el mercado franc\u00e9s, seguido por la subida del 4,7% del mercado espa\u00f1ol. En el resto de los mercados la demanda creci\u00f3 entre el 1,4% de los mercados italiano y portugu\u00e9s y el 3,8% del mercado neerland\u00e9s.<\/p>\n

En la cuarta semana de enero, las temperaturas medias descendieron en comparaci\u00f3n con las registradas durante la semana anterior en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados, contribuyendo al incremento de la demanda. Los mayores descensos, de m\u00e1s de 3,0\u00a0\u00b0C, se registraron en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica.<\/p>\n

Para la semana del 30 de enero, seg\u00fan las previsiones de demanda realizadas por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a>, se esperan descensos en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados.<\/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

En la semana del 23 de enero, los precios de casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> aumentaron respecto a la semana anterior. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con una ca\u00edda del 23%. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 81%, fue la del mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal. En el resto de los mercados, los incrementos estuvieron entre el 3,2% del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido y el 16% del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Alemania.<\/p>\n

En la cuarta semana de enero, el precio promedio m\u00e1s elevado, de 179,86\u00a0\u20ac\/MWh, fue el del mercado IPEX <\/strong>de Italia, seguido de cerca por el promedio del mercado brit\u00e1nico, de 179,46\u00a0\u20ac\/MWh. Por otra parte, los menores promedios semanales fueron los de los mercados portugu\u00e9s y espa\u00f1ol, de 67,85\u00a0\u20ac\/MWh y 67,93\u00a0\u20ac\/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 89,42\u00a0\u20ac\/MWh del mercado n\u00f3rdico y los 176,30\u00a0\u20ac\/MWh del mercado belga.<\/p>\n

Al tener en cuenta el ajuste que algunos consumidores han de pagar debido a la limitaci\u00f3n del precio del gas en el mercado ib\u00e9rico, los precios del mercado MIBEL continuaron siendo los m\u00e1s bajos, registr\u00e1ndose un promedio de 68,15\u00a0\u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el d\u00eda 24 de enero, de 19:00 a 20:00, se registr\u00f3 un precio de 220,00\u00a0\u20ac\/MWh en los mercados espa\u00f1ol y portugu\u00e9s, que fue el m\u00e1s alto de estos mercados desde el 5 de diciembre de 2022. Este precio se repiti\u00f3 el lunes 30 de enero a la misma hora.<\/p>\n

Por otra parte, en los mercados alem\u00e1n, belga, franc\u00e9s y neerland\u00e9s, el lunes 23 de enero, de 9:00 a 10:00, se registraron precios iguales o superiores a 270,00\u00a0\u20ac\/MWh. Ese d\u00eda, de 18:00 a 19:00, se alcanz\u00f3 un precio horario de 255,06\u00a0\u00a3\/MWh en el mercado N2EX. Estos precios fueron los m\u00e1s altos de estos mercados desde la segunda mitad de diciembre de 2022.<\/p>\n

Durante la semana del 23 de enero, el incremento de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados y el descenso generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica propiciaron el incremento de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos. Las subidas tambi\u00e9n estuvieron favorecidas por el incremento de los precios del CO2<\/sub>. Adem\u00e1s, en mercados como el alem\u00e1n y el franc\u00e9s tambi\u00e9n cay\u00f3 la producci\u00f3n solar.<\/p>\n

AleaSoft - Wind farm<\/a><\/div>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la primera semana de febrero los precios podr\u00edan descender en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos, influenciados por el descenso de la demanda y el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en algunos mercados. Sin embargo, en el mercado ib\u00e9rico, los precios podr\u00edan continuar aumentando.<\/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

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> alcanzaron el precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 88,19\u00a0$\/bbl, el lunes, 23 de enero. Este precio fue un 4,4% mayor al del mismo d\u00eda de la semana anterior y el m\u00e1s alto desde noviembre de 2022. Posteriormente, los precios descendieron y el mi\u00e9rcoles, 25 de enero, se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 86,12\u00a0$\/bbl, que todav\u00eda fue un 1,3% mayor al del mi\u00e9rcoles anterior. Tras recuperarse ligeramente el jueves, el viernes, 27 de enero, los precios volvieron a descender hasta registrar un precio de cierre de 86,66\u00a0$\/bbl, un 1,1% menor al del viernes anterior.<\/p>\n

Las expectativas sobre la recuperaci\u00f3n de la demanda en China contribuyeron a que los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent se manutuvieran por encima de los 85\u00a0$\/bbl en la cuarta semana de enero, pese a las preocupaciones por la inflaci\u00f3n y la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda a nivel global.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, alcanzaron el precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 66,00\u00a0\u20ac\/MWh, el lunes, 23 de enero. Este precio fue un 19% mayor al del mismo d\u00eda de la semana anterior. Posteriormente, los precios descendieron y el jueves, 26 de enero, se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 54,82\u00a0\u20ac\/MWh. Este precio fue un 9,7% menor al del jueves anterior y el m\u00e1s bajo desde septiembre de 2021. El viernes 27 de enero los precios se recuperaron ligeramente y se registr\u00f3 un precio de cierre de 55,43\u00a0\u20ac\/MWh, el cual fue un 17% menor al del viernes anterior.<\/p>\n

Los pron\u00f3sticos de temperaturas m\u00e1s suaves y los elevados niveles de las reservas europeas favorecieron los descensos de precios registrados en la cuarta semana de enero. Tambi\u00e9n contribuyeron a este comportamiento las expectativas de un incremento en el suministro de gas natural licuado procedente de Estados Unidos como consecuencia de la finalizaci\u00f3n de las reparaciones realizadas en la planta exportadora de Freeport LNG.<\/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 2023, en la cuarta semana de enero, se mantuvieron por encima de 80\u00a0\u20ac\/t. El precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 89,37\u00a0\u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el jueves, 26 de enero. Este precio fue un 6,5% mayor al del jueves anterior y el m\u00e1s alto desde diciembre de 2022. El viernes, 27 de enero, el precio de cierre descendi\u00f3 ligeramente hasta 89,23\u00a0\u20ac\/t, siendo un 4,9% mayor al del viernes 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 sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa<\/h2>\n

Recientemente, las declaraciones de impacto ambiental de gran cantidad de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> han sido aprobadas en Espa\u00f1a. Teniendo en cuenta esta circunstancia, en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong> se est\u00e1 realizando una promoci\u00f3n especial<\/a> de las previsiones de precios de largo plazo<\/strong>, las cuales son \u00fatiles para los PPA<\/strong><\/a>, la valoraci\u00f3n de activos y la financiaci\u00f3n. Estas previsiones de precios se caracterizan por tener 30 a\u00f1os de horizonte y desagregaci\u00f3n horaria<\/strong>, adem\u00e1s de incluir bandas de confianza<\/strong>.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 30 de enero de 2023. En la cuarta semana de enero, los precios de casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. 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