A pesar de ello, los precios de los mercados eléctricos europeos se mantuvieron en general estables, con una tendencia al alza respecto a la semana anterior en la mayoría de casos
En la tercera semana de octubre, los precios de los mercados eléctricos europeos se mantuvieron en general estables, con una tendencia al alza respecto a la semana anterior en la mayoría de casos. Sin embargo, en el mercado MIBEL los precios bajaron gracias a una alta producción eólica, que registró un récord histórico en Portugal y el valor más alto de lo que va de 2023 en España. El promedio de los precios del gas superó al de la semana anterior, la demanda eléctrica subió y la producción solar bajó.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica
En la semana del 16 de octubre, la producción solar disminuyó en todos los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. Las mayores caídas, del 42% y del 41%, se registraron en la península ibérica e Italia, respectivamente, mientras que la menor caída, del 11%, se registró en el mercado alemán.
Para la semana del 23 de octubre, según previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la producción con energía solar aumente en todos los mercados analizados respecto a la semana anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Producción eólica
Por el contrario, la semana del 16 de octubre trajo un incremento intersemanal de la producción eólica en la mayoría de los principales mercados europeos. Los mercados portugués y español fueron los más destacados, con incrementos del 294% y 272%, respectivamente.
El mercado alemán fue el único donde la producción eólica disminuyó, un 14% respecto a la semana anterior.
Para la semana del 23 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la misma disminuirá en todos los mercados analizados excepto en Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 16 de octubre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. Los aumentos oscilaron entre el 0,7% registrado en el mercado holandés y el 6,4% del mercado británico. Sin embargo, la demanda disminuyó en dos mercados del sur de Europa. En Portugal la demanda cayó un 2,2% y en Italia un 1,1%.
Durante el mismo período, las temperaturas medias disminuyeron en todos los mercados analizados. El mayor descenso, de 5,6°C, se registró en Alemania. Por el contrario, España e Italia registraron los menores descensos de temperatura, que fueron de 2,3°C en cada caso.
Para la semana del 23 de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda aumente en Portugal, Italia, Gran Bretaña y Países Bajos y que disminuya en España, Alemania y Bélgica. En Francia la demanda se mantendrá similar.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 16 de octubre, los precios de los principales mercados eléctricos europeos se mantuvieron en general estables, con una cierta tendencia al alza respecto a la semana anterior en la mayoría de los casos. Sin embargo, en el mercado MIBEL de España y Portugal, los precios bajaron un 37% y un 38%, respectivamente. En el mercado EPEX SPOT de Francia, también se registró un ligero descenso del 1,2%. Por otra parte, la mayor subida porcentual de precios, del 141%, se alcanzó en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, mientras que el menor incremento, del 2,7%, se registró en el mercado IPEX de Italia. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 3,7% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 21% del mercado EPEX SPOT de Alemania.
En la tercera semana de octubre, los promedios semanales fueron inferiores a 95 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, donde los precios fueron de 103,08 €/MWh y 149,23 €/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio más bajo, de 22,29 €/MWh, se alcanzó en el mercado nórdico. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 77,98 €/MWh del mercado portugués y los 94,45 €/MWh del mercado alemán.
El día 16 de octubre, se registraron los precios horarios más elevados de la semana en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Ese día el precio del gas TTF en el mercado spot fue el más alto de la tercera semana de octubre, superando los 50 €/MWh. En los mercados alemán, belga, francés, italiano y neerlandés, de 19:00 a 20:00, se alcanzó un precio de 240,00 €/MWh. Este precio fue el más alto desde el 24 de agosto en los mercados francés e italiano. En el mercado N2EX del Reino Unido, el 16 de octubre, de 19:00 a 20:00, se alcanzó el precio más elevado desde enero, de 241,19 £/MWh. También en ese horario del mismo día se registró el precio más alto desde enero en el mercado español, donde se alcanzó un precio de 220,00 €/MWh.
En el caso de los mercados portugués y nórdico, los precios máximos no fueron tan elevados. Además, los precios más altos se alcanzaron el lunes 23 de octubre. En el mercado portugués, se registró un precio de 215,02 €/MWh de 20:00 a 21:00, el más alto desde finales de enero. En el mercado nórdico, de 8:00 a 9:00, se alcanzó un precio de 87,66 €/MWh, el mayor desde finales de junio en este mercado.
Durante la semana del 16 de octubre, la subida del precio promedio del gas, el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados y el descenso generalizado de la producción solar propiciaron la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos. En el caso del mercado alemán, la producción eólica también descendió, contribuyendo al incremento de precios en este mercado. En cambio, la producción con esta tecnología aumentó considerablemente en la península ibérica y Francia, permitiendo el descenso de los precios en el mercado MIBEL y en el francés.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de octubre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados podrían aumentar, influenciados por el descenso de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO~2~
En la tercera semana de octubre, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 89,65 $/bbl, el lunes 16 de octubre. Este precio fue un 1,7% mayor al del lunes anterior. Posteriormente, los precios aumentaron y a partir del miércoles los precios de cierre superaron los 90 $/bbl. El precio de cierre máximo semanal, de 92,38 $/bbl, se alcanzó el jueves 19 de octubre. Este precio fue un 7,4% mayor al del jueves anterior.
Al principio de la tercera semana de octubre, las noticias sobre un posible levantamiento de las sanciones al petróleo de Venezuela propiciaron el descenso de los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, las preocupaciones por posibles interrupciones de suministro relacionadas con la inestabilidad en Oriente Medio continuaron ejerciendo su influenciando al alza sobre los precios.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 16 de octubre se alcanzó el precio de cierre mínimo semanal, de 48,47 €/MWh. Pero este precio fue un 10% mayor al del lunes anterior. Posteriormente, los precios aumentaron. El precio de cierre máximo semanal, de 51,11 €/MWh, se alcanzó el viernes 20 de octubre. Sin embargo, este precio fue un 5,3% menor al del viernes anterior, que había sido el más alto desde mediados de febrero.
En la tercera semana de octubre, las preocupaciones por el suministro relacionadas con la inestabilidad en Oriente Medio continuaron, propiciando que los precios de cierre de estos futuros se mantuvieran por encima de 48 €/MWh. Sin embargo, los pronósticos de temperaturas suaves, el suministro abundante y los elevados niveles de las reservas europeas permitieron que los precios de cierre se mantuvieran por debajo del precio máximo alcanzado la semana anterior.
Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO~2~ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2023, durante la tercera semana de octubre registraron una tendencia descendente. El precio de cierre máximo semanal, de 83,35 €/t, se alcanzó el lunes 16 de octubre y fue un 2,0% mayor al del lunes anterior. Pero, como consecuencia de los descensos registrados durante la semana, el viernes 20 de octubre se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 81,41 €/t. Este precio fue un 5,3% menor al del mismo día de la semana anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Análisis sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación y valoración de proyectos renovables
El jueves 19 de octubre se celebró el webinar número 37 de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. Los temas tratados en el webinar fueron la financiación de proyectos de energías renovables, la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras y las perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2023‑2024. En el webinar participaron ponentes de Deloitte por cuarta vez.
El próximo webinar de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen será el 16 de noviembre**.** En esta ocasión, además de las perspectivas de los mercados de energía europeos, se analizará la visión de futuro de las baterías y el almacenamiento energético. Para ello, participarán en el webinar ponentes de AEPIBAL.
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