Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar entre el lunes 16 de noviembre y el domingo 22 de noviembre aumentó un 31% en la península ibérica. En el mercado francés aumentó un 16%, mientras que por el contrario en los mercados de Italia y Alemania disminuyó un 8.0% y un 6,6% respectivamente.
En el análisis interanual, durante los primeros 23 días de noviembre la producción solar aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft. En la península ibérica la producción solar durante este período fue un 57% más alta que en los mismos días de 2019. En los mercados de Alemania y Francia la producción aumentó un 51%, mientras que en el mercado italiano creció un 45%.
Para la última semana de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirán en los mercados español e italiano. Por el contrario, se espera un aumento de la producción en el mercado alemán.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Durante la semana que concluyó el domingo 22 de noviembre, la producción eólica aumentó en la mayoría los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana que le precedió. En el mercado italiano aumentó un 375% mientras que en el mercado alemán creció un destacable 115%. La excepción fue el mercado francés donde la producción con esta tecnología cayó cerca de un 10%. Por otro lado, la variación en la península ibérica fue del +9,7%.
Durante el período comprendido entre el 1 y el 23 de noviembre, la producción eólica aumentó un 39% en el mercado alemán en comparación con los mismos días de noviembre de 2019. En el mercado francés creció un 14%. Por el contrario, en el mercado italiano la producción con esta tecnología fue un 60% más baja, mientras que en la península ibérica se redujo un 39%.
Para el cierre de la semana del 23 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción eólica en el mercado español. Por el contrario, se prevé una reducción de la producción en el resto de los mercados analizados en AleaSoft.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica de los mercados europeos se comportó al alza durante la semana del 16 de noviembre respecto a la semana anterior, salvo en Portugal. La subida que más resalta fue la del 12% en Francia, ayudada por la caída de hasta 8 °C de las temperaturas medias del viernes 20 al domingo 22 y por el efecto del festivo del Día del Armisticio de 1918, celebrado el miércoles 11 de la semana anterior. Una vez corregido el efecto de este festivo, el ascenso de la demanda francesa fue del 10%. El mercado belga también estuvo influenciado por el efecto del mencionado festivo del 11 de noviembre, registrando un aumento del 3,2%. Corrigiendo este efecto, el ascenso fue del 1,3%. El mercado de Italia registró un incremento del 2,7%, mientras que el de España, registró una pequeña subida del 0,4%. Por otro lado, en Gran Bretaña y Alemania los ascensos fueron del 1,4% y 1,1% respectivamente. El mercado portugués fue el único donde la demanda bajó entre los analizados, con una caída del 1,7%.
El comportamiento creciente de la demanda, en particular en los mercados de Francia y Bélgica, se puede analizar más detalladamente en los observatorios de demanda eléctrica de AleaSoft.
En AleaSoft se espera que la demanda continúe creciendo durante la semana del 23 de noviembre en todos los mercados de Europa.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
La semana del 16 de noviembre, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados descendieron respecto a los de la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Francia y el mercado MIBEL de España y Portugal, donde los precios aumentaron. El mayor incremento, del 1,4%, se produjo en el mercado francés, mientras que la menor variación, de 0,01 €/MWh, ocurrió en el mercado portugués. Por otra parte, el mercado con la mayor bajada de precios, del 68%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el mercado con el menor descenso de precios, del 2,4%, fue el mercado EPEX SPOT de Bélgica. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 6,2% del mercado IPEX de Italia y el 11% del mercado EPEX SPOT de Alemania.
La semana del 16 de noviembre, los precios promedio semanales fueron inferiores a 45 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado italiano, con un precio de 46,48 €/MWh. En cambio, el mercado Nord Pool de los países nórdicos tuvo el precio promedio más bajo, de 2,10 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron promedios entre los 33,38 €/MWh del mercado alemán y los 43,96 €/MWh del mercado N2EX de Gran Bretaña.
Por otra parte, la tercera semana de noviembre, los precios de los mercados eléctricos europeos estuvieron poco acoplados. Los mercados con un mayor acoplamiento fueron, por una parte, el mercado español y el portugués y, por la otra, los mercados de Bélgica, Francia y los Países Bajos. Los precios más altos de la semana se alcanzaron en el mercado italiano y en el mercado británico. En cambio, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool.
La tercera semana de noviembre, los precios diarios sólo superaron los 50 €/MWh en Italia. El precio diario más elevado de la semana, de 51,82 €/MWh, se alcanzó el lunes 16 de noviembre en este mercado. En cambio, esa semana se alcanzaron precios inferiores a 4 €/MWh en el mercado Nord Pool. El precio diario más bajo, de 1,29 €/MWh, se alcanzó el día 22 de noviembre.
Por lo que respecta a los precios horarios, el precio más elevado de la tercera semana de noviembre, de 106,19 €/MWh, se alcanzó en la hora 19 del jueves 19 de noviembre en el mercado británico. En cambio, los precios horarios más bajos de la tercera semana de noviembre se alcanzaron en la madrugada del lunes 16 de noviembre, cuando hubo precios horarios negativos en Alemania, Bélgica, Francia, Gran Bretaña y los Países Bajos. El precio horario más bajo, de 5,29 €/MWh, se alcanzó en la hora 4 en el mercado alemán.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
La semana del 16 de noviembre, el incremento significativo de la producción eólica en países como Alemania o Italia favorecieron los descensos de precios registrados en estos mercados.
Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 23 de noviembre los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaran, favorecidos por un incremento de la demanda en la mayoría de los mercados y por el descenso de la producción eólica.
Futuros de electricidad
Durante la tercera semana de noviembre, los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2021 tuvieron comportamientos claramente a la baja en los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mercado ICE de los países nórdicos es en el que los precios registraron la mayor caída, de un 26%, seguido muy de cerca por el mercado NASDAQ de la misma región. En el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 1,9% y el 6,9%.
En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el año 2021, el comportamiento fue prácticamente el mismo, bajada generalizada. También lideraron esta bajada los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, con reducciones en sus precios del 24%. En el resto de mercados las bajadas estuvieron por debajo del 4,6%. El mercado OMIP de España y Portugal fue en el que menos variaron los precios, con una disminución del 0,8%
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el mes de enero de 2021 en el mercado ICE la tercera semana de noviembre fueron superiores a los de los mismos días de la segunda semana del mes. El viernes 20 de noviembre se alcanzó un precio de cierre de 44,96 $/bbl, un 5,1% mayor al del viernes anterior y el más alto desde inicios de septiembre.
Las noticias sobre el estado de desarrollo de diferentes vacunas contra la COVID19, así como la firma de un acuerdo comercial por parte de quince países de la región AsíaPacífico, favorecieron los aumentos de precios de la tercera semana de noviembre. Sin embargo, continúa la preocupación por los actuales niveles de contagios y por los efectos sobre la demanda de las medidas adoptadas para intentar frenar la propagación de la enfermedad.
En los próximos días, se espera que las expectativas sobre los resultados de la reunión de la OPEP+ respecto a los recortes de producción para 2021 ejerzan su influencia sobre la evolución de los precios.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, el lunes 16 de noviembre alcanzaron un precio de cierre de 14,49 €/MWh. Este precio fue un 4,6% superior al del lunes anterior y el más elevado desde finales de octubre. Pero el martes los precios empezaron a descender y siguieron bajando el resto de la semana. Como resultado, el precio de cierre del viernes 20 de noviembre fue de 12,89 €/MWh, un 9,4% inferior al del viernes anterior y el más bajo desde la segunda quincena de agosto.
Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el martes 17 de noviembre, se alcanzó un precio índice de 14,32 €/MWh, el segundo más elevado en lo que va de noviembre. Pero, el resto de la semana, los precios descendieron y el precio índice del 21 y el 22 de noviembre fue de 12,59 €/MWh, el más bajo desde principios del mes anterior.
Por otra parte, los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, el lunes 16 de noviembre, registraron el precio de cierre más elevado desde finales de octubre, de 55,00 $/t. Este precio fue un 7,3% mayor al del mismo día de la semana anterior. De martes a jueves, los precios descendieron. Pero el viernes, tras fracasar las negociaciones entre la dirección y los trabajadores en huelga de las minas colombianas de Cerrejón, los precios se recuperaron y el precio de cierre fue de 54,00 $/t.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, la tercera semana de noviembre, fueron mayores a los de los mismos días de la semana anterior y oscilaron entre los 27,39 €/t del lunes 16 de noviembre y los 26,35 €/t del jueves 19 de noviembre. En el caso del precio del lunes, este fue el más elevado desde finales de septiembre.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
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