{"id":151078,"date":"2024-11-11T15:03:25","date_gmt":"2024-11-11T14:03:25","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=151078"},"modified":"2024-11-11T15:03:28","modified_gmt":"2024-11-11T14:03:28","slug":"precios-maximos-horarios-2024-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-maximos-horarios-2024-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"Los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos alcanzan sus m\u00e1ximos horarios del a\u00f1o en la primera semana de noviembre"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 11 de noviembre de 2024. En la primera semana de noviembre, subieron los precios en los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, superando los 110\u00a0\u20ac\/MWh de promedio semanal la mayor\u00eda de ellos. En algunos mercados, se registraron precios horarios que no se ve\u00edan desde 2022 y en otros los m\u00e1s altos de este a\u00f1o. El aumento de la demanda, as\u00ed como el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica y de la fotovoltaica en algunos mercados favoreci\u00f3 las subidas. Adem\u00e1s, los precios del gas continuaron estando entre los m\u00e1s altos de este a\u00f1o, por encima de 40\u00a0\u20ac\/MWh.<\/strong><\/p>\n

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

En la semana del 4 de noviembre, la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong> aument\u00f3 en la peninsula ib\u00e9rica respecto a la semana precedente. El mercado espa\u00f1ol registr\u00f3 el mayor incremento, del 21%, mientras que en Portugal aument\u00f3 un 1,1%. En el resto de los principales mercados europeos, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda registr\u00f3 descensos. El mercado alem\u00e1n tuvo la mayor bajada, del 40% y mantuvo su tendecia descendente por cuarta semana consecutiva. Los mercados de Italia y Francia tuvieron ca\u00eddas del 23% y 24%, respectivamente.<\/p>\n

El 6 de noviembre, los mercados de Espa\u00f1a y Portugal alcanzaron r\u00e9cords de producci\u00f3n solar fotovoltaica para el und\u00e9cimo mes del a\u00f1o. En Espa\u00f1a, se registr\u00f3 la mayor producci\u00f3n hist\u00f3rica diaria para un mes de noviembre, con 109\u00a0GWh, mientras que en Portugal se alcanz\u00f3 el segundo valor m\u00e1s alto, con 13\u00a0GWh, solo por detr\u00e1s del r\u00e9cord logrado la semana anterior.<\/p>\n

Para la semana del 11 de noviembre, las previsiones de producci\u00f3n solar<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> esperan incrementos en los mercados de Alemania y Espa\u00f1a, mientras que prev\u00e9n un descenso de la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda en el mercado italiano.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion fotovoltaica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>
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 la primera semana de noviembre, la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> disminuy\u00f3 en todos los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado franc\u00e9s registr\u00f3 la menor variaci\u00f3n, con una ca\u00edda del 13% y mantuvo su tendencia a la baja por sexta semana consecutiva. Los mercados de Italia, la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y Alemania registraron un cambio de tendencia a la baja, tras los incrementos de la semana anterior. El mercado italiano registr\u00f3 un descenso del 28%, mientras que los mercados portugu\u00e9s y espa\u00f1ol tuvieron bajadas del 33% y 37%, respectivamente. En esta ocasi\u00f3n, el mercado alem\u00e1n registr\u00f3 el mayor descenso, del 61%.<\/p>\n

Para la segunda semana de noviembre, las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> prev\u00e9n incrementos de la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda en todos los mercados europeos analizados.<\/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><\/p>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

En la primera semana de noviembre, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 de manera generalizada en los principales mercados el\u00e9ctricos europeos con respecto a la semana anterior. El mercado italiano registr\u00f3 el mayor incremento, del 10%, y los mercados de B\u00e9lgica y Francia le siguieron con aumentos del 9,2% y 8,0%, respectivamente. En los mercados de Espa\u00f1a, los Pa\u00edses Bajos, Portugal, Gran Breta\u00f1a y Alemania la demanda creci\u00f3 entre el 2,0% del Espa\u00f1a y el 7,7% de Alemania. El mercado de los Pa\u00edses Bajos registr\u00f3 incrementos de la demanda por s\u00e9ptima semana consecutiva, mientras que en Gran Breta\u00f1a y Francia aument\u00f3 por segunda y tercera semana, en cada caso.<\/p>\n

Las temperaturas medias<\/strong> descendieron en gran parte de los mercados analizados. B\u00e9lgica registr\u00f3 la mayor bajada de las temperaturas medias, de 5,2\u00b0C, mientras que Francia tuvo la menor ca\u00edda, de 1,6\u00b0C. Gran Breta\u00f1a, Italia, los Pa\u00edses Bajos y Alemania registraron descensos que estuvieron entre los 2,2\u00b0C en Gran Breta\u00f1a y los 4,8\u00b0C en Alemania. Las excepciones fueron Espa\u00f1a y Portugal, donde las temperaturas medias aumentaron en 0,7\u00b0C y 0,9\u00b0C, respectivamente.<\/p>\n

La recuperaci\u00f3n de la actividad laboral durante la semana, tras el festivo del 1 de noviembre, cuando se celebr\u00f3 el D\u00eda de Todos los Santos a nivel nacional en Espa\u00f1a, Portugal, Italia y B\u00e9lgica, y en algunas regiones de Alemania, junto con el descenso de las temperaturas medias en gran parte de Europa, favoreci\u00f3 el incremento de la demanda en todos los mercados analizados.<\/p>\n

Seg\u00fan las previsiones de demanda<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demanda aumentar\u00e1 en gran parte de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos para la semana del 11 de noviembre, excepto en Alemania y B\u00e9lgica, donde se espera una disminuci\u00f3n en comparaci\u00f3n con la semana precedente.<\/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><\/p>\n

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

En la primera semana de noviembre, los precios promedio de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. El mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos alcanz\u00f3 la mayor subida porcentual de precios, del 198%, mientras que el mercado IPEX <\/strong>de Italia registr\u00f3 el menor incremento, del 5,4%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios subieron entre el 12% del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido y el 35% del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Alemania.<\/p>\n

En la primera semana de noviembre, los promedios semanales superaron los 110\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados. La excepci\u00f3n fue el mercado n\u00f3rdico, que registr\u00f3 el menor promedio semanal, de 32,39\u00a0\u20ac\/MWh. En cambio, el mercado alem\u00e1n alcanz\u00f3 el mayor promedio semanal, de 146,20\u00a0\u20ac\/MWh. La \u00faltima vez que el mercado alem\u00e1n hab\u00eda registrado el promedio semanal m\u00e1s alto de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos fue en la semana del 24 de junio. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 110,45\u00a0\u20ac\/MWh del mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y los 135,11\u00a0\u20ac\/MWh del mercado neerland\u00e9s.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el martes 5 de noviembre, de 18:00 a 19:00, los mercados espa\u00f1ol, franc\u00e9s, italiano y portugu\u00e9s registraron un precio de 193,00\u00a0\u20ac\/MWh. Este precio fue el m\u00e1s alto desde el 24 de octubre de 2023 en los mercados espa\u00f1ol y portugu\u00e9s y desde el 2 de diciembre de 2023 en el mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

El 6 de noviembre, de 17:00 a 18:00, en los mercados alem\u00e1n y neerland\u00e9s los precios fueron de 820,11\u00a0\u20ac\/MWh y 550,00\u00a0\u20ac\/MWh, los m\u00e1s altos de esos mercados desde el 27 de junio de 2024 y el 17 de diciembre de 2022, respectivamente. Ese d\u00eda, de 18:00 a 19:00, los mercados belga y brit\u00e1nico alcanzaron sus precios m\u00e1s altos desde el 18 de diciembre de 2022, de 363,11\u00a0\u20ac\/MWh y 329,09\u00a0\u00a3\/MWh, respectivamente.<\/p>\n

Durante la semana del 4 de noviembre, el incremento de la demanda el\u00e9ctrica y el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica propiciaron el aumento de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos. El descenso de la producci\u00f3n solar en la mayor\u00eda de los mercados analizados tambi\u00e9n contribuy\u00f3 al incremento de los precios. Adem\u00e1s, aunque los precios del gas fueron ligeramente inferiores a los de la semana anterior, se mantuvieron alrededor de los 40\u00a0\u20ac\/MWh o incluso por encima, situ\u00e1ndose entre los niveles m\u00e1s altos registrados este a\u00f1o. En el caso del mercado MIBEL, se suma la parada programada de la central nuclear Asc\u00f3\u00a0I desde el 4 de noviembre para la recarga de combustible, lo cual ha disminuido la producci\u00f3n nuclear<\/strong>.<\/p>\n


olares- <\/a><\/div><\/p>\n

Las previsiones de precios<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indican que, en la segunda semana de noviembre, los precios disminuir\u00e1n en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos, influenciados por el incremento 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

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> aumentaron en la mayor\u00eda de las sesiones de la primera semana de noviembre. El jueves 7 de noviembre estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 75,63\u00a0$\/bbl. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue el m\u00e1s alto desde el 26 de octubre. Sin embargo, el viernes 8 de noviembre, hubo un descenso del 2,3% respecto al d\u00eda anterior. Como resultado, estos futuros registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 73,87\u00a0$\/bbl. No obstante, este precio todav\u00eda fue un 1,1% mayor al del viernes anterior.<\/p>\n

La decisi\u00f3n de la OPEP+ de posponer sus incrementos de producci\u00f3n propici\u00f3 que la primera semana de noviembre empezar\u00e1 con incrementos de precios. La tendencia al alza se mantuvo durante casi toda la semana. Sin embargo, el incremento de las reservas de petr\u00f3leo estadounidenses y la victoria electoral de Donald Trump contribuyeron a que los precios disminuyeran ligeramente el d\u00eda 6 de noviembre. Sin embargo, el descenso de la producci\u00f3n en el Golfo de M\u00e9xico debido al hurac\u00e1n Rafael permiti\u00f3 que el jueves 7 de noviembre el precio de cierre volviera a superar los 75\u00a0$\/bbl. La disminuci\u00f3n del peligro asociado a este hurac\u00e1n contribuy\u00f3 a la ca\u00edda de los precios al final de la semana. Por otra parte, la preocupaci\u00f3n por la evoluci\u00f3n de la demanda tras la publicaci\u00f3n de datos econ\u00f3micos de China poco optimistas durante el fin de semana podr\u00eda ejercer su influencia a la baja sobre los precios durante la segunda semana de noviembre.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, el lunes 4 de noviembre, alcanzaron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 40,30\u00a0\u20ac\/MWh. En la mayor\u00eda de las sesiones de la primera semana de noviembre los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 8 de noviembre, estos futuros registraron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 42,41\u00a0\u20ac\/MWh. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue un 8,3% mayor al del viernes anterior. A pesar de las subidas, el promedio semanal de los precios de cierre se qued\u00f3 un 0,6% por debajo del de la semana anterior.<\/p>\n

El peligro de interrupciones en el suministro de gas natural licuado desde el golfo de M\u00e9xico debido al hurac\u00e1n Rafael contribuy\u00f3 al incremento de los precios de los futuros de gas TTF en la primera semana de noviembre. Las perspectivas de incrementos de la demanda por el descenso de las temperaturas tambi\u00e9n contribuyeron a los aumentos de precios. As\u00ed, pese a los elevados niveles de las reservas europeas, los precios de cierre se mantuvieron por encima de 40\u00a0\u20ac\/MWh durante la primera semana de noviembre.<\/p>\n

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2024, el lunes 4 de noviembre estos futuros registraron un precio de cierre de 65,22\u00a0\u20ac\/t, un 2,1% mayor al del viernes anterior. Los precios de cierre bajaron en las siguientes sesiones y el d\u00eda 6 de noviembre estos futuros registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 63,76\u00a0\u20ac\/t. Sin embargo, el jueves y el viernes los precios volvieron a subir. Como resultado, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 68,02\u00a0\u20ac\/t, el viernes 8 de noviembre. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue un 6,5% mayor al del viernes anterior y el m\u00e1s alto desde el 4 de septiembre. No obstante, el promedio semanal de los precios de cierre fue ligeramente inferior al de la semana pasada, un 0,1%.<\/p>\n


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

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa, las bater\u00edas, la hibridaci\u00f3n y el almacenamiento<\/h2>\n

El jueves 14 de noviembre AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> celebrar\u00e1 el webinar n\u00famero 49<\/a> de su serie de webinars mensuales<\/a>. En esta ocasi\u00f3n, el ponente invitado ser\u00e1 Luis Marquina de Soto, presidente de AEPIBAL<\/strong>, la Asociaci\u00f3n Empresarial de Pilas, Bater\u00edas y Almacenamiento Energ\u00e9tico. Adem\u00e1s de la evoluci\u00f3n y perspectivas de los mercados de energ\u00eda europeos para el invierno 2024\u20112025, el webinar analizar\u00e1 las perspectivas de las bater\u00edas<\/strong>, la hibridaci\u00f3n<\/strong> y el almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>. Tambi\u00e9n se presentar\u00e1n los servicios de AleaSoft para los proyectos de bater\u00edas e hibridaci\u00f3n.<\/p>\n

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Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n\n\n

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AleaSoft Energy Forecasting, 11 de noviembre de 2024. En la primera semana de noviembre, subieron los precios en los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, superando los 110\u00a0\u20ac\/MWh de promedio semanal la mayor\u00eda de ellos. En algunos mercados, se registraron precios horarios que no se ve\u00edan desde 2022 y en otros los m\u00e1s altos de este a\u00f1o. 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