En la segunda semana de enero, la mayoría de los mercados eléctricos europeos registraron un aumento en los precios en comparación con la semana anterior. Este comportamiento fue favorecido por el aumento de la demanda tras el inicio de año, en una semana en que las temperaturas fueron más frías que en la primera semana del año. La producción solar aumentó en varios mercados, pero la eólica bajó en casi todos. Los futuros del CO2 alcanzaron el 12 de enero el valor más bajo desde el 8 de marzo de 2022.
Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 8 de enero, la producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado alemán tuvo el mayor incremento, de un 101%, mientras que el mercado francés registró el menor aumento, de un 23%. La excepción fue la península ibérica, donde la producción solar disminuyó, un 29% en Portugal y un 6,8% en España.
El 9 de enero, el mercado alemán registró una generación de 82 GWh con energía solar, marcando el valor más alto desde principios de noviembre de 2023.
Según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 15 de enero, se espera un aumento en la producción con energía solar en Alemania y España, mientras que en Italia se prevé una disminución.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En la segunda semana de enero, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Las caídas variaron desde el 60% en el mercado francés hasta el 27% en el mercado italiano. Solo Portugal registró un aumento del 13% en la generación con energía eólica.
Para la semana del 15 de enero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en los mercados analizados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 8 de enero, todos los principales mercados europeos experimentaron un aumento en la demanda eléctrica en comparación con la semana anterior, recuperándose después de las vacaciones de inicio de año. En la mayoría de los casos, la demanda registró un aumento porcentual de dos dígitos, siendo los mercados italiano y francés los líderes con un incremento del 31%. Entre todos los mercados analizados, el mercado holandés tuvo la menor subida, del 6,3%.
Al mismo tiempo, en todos los mercados analizados, las temperaturas medias disminuyeron con respecto a la primera semana del año. Esto también contribuyó al aumento de la demanda eléctrica. Los descensos de las temperaturas medias oscilaron entre los 8,2°C en Bélgica y los 2,1°C en Portugal.
Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 15 de enero, la tendencia alcista continuará en los mercados alemán, italiano, británico, belga y holandés. En cambio, los mercados de la península ibérica y el francés experimentarán una caída en la demanda.
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 8 de enero, los precios de casi todos los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un descenso del 8,5%. Por otra parte, el mercado MIBEL de Portugal y España alcanzó las mayores subidas porcentuales de precios, del 63% y el 64%, respectivamente. En cambio, el mercado IPEX de Italia registró el menor incremento, del 7,5%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 22% del mercado N2EX del Reino Unido y el 60% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la segunda semana de enero, los promedios semanales fueron superiores a 95 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado nórdico, que registró el menor promedio, de 76,06 €/MWh. Por otra parte, el mercado italiano alcanzó el mayor precio semanal, de 107,50 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 96,26 €/MWh del mercado neerlandés y los 101,24 €/MWh del mercado belga.
En cuanto a los precios horarios, el día 10 de enero, los mercados belga, británico y francés registraron los precios horarios más altos desde la primera quincena de diciembre, de 143,79 €/MWh entre las 17:00 y las 18:00 CET en Francia y Bélgica, y de 123,97 €/MWh entre las 18:00 y las 19:00 CET en el mercado N2EX. Algo similar sucedió el jueves 11 de enero entre 17:00 y las 18:00 CET, cuando los mercados alemán y neerlandés alcanzaron los precios más altos desde la primera mitad de diciembre, de 150,09 €/MWh y 147,06 €/MWh respectivamente.
Durante la semana del 8 de enero, el aumento de la demanda eléctrica y la caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados propiciaron la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción solar en la península ibérica también contribuyó al incremento de precios en el mercado MIBEL.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la tercera semana de enero los precios podrían descender en los mercados eléctricos europeos. El incremento de la producción eólica podría contribuir a este comportamiento. Además, la producción solar podría aumentar en algunos mercados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, el lunes 8 de enero registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 76,12 $/bbl, tras una caída del 3,4% respecto a la última sesión de la semana anterior. Durante la segunda semana de enero, los precios se recuperaron. En la última sesión, los futuros de petróleo Brent alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 78,29 $/bbl. Este precio fue tan solo un 0,6% menor al del viernes anterior.
El incremento de la inestabilidad en Oriente Próximo contribuyó al incremento de precios al final de la segunda semana de enero. Sin embargo, los niveles de suministro no se vieron afectados por el conflicto. Esto evitó mayores subidas de precios. Por otra parte, los datos sobre el incremento de las reservas de crudo de Estados Unidos también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios en la segunda semana de enero.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 8 de enero registraron una caída del 8,6% respecto a la última sesión de la semana anterior. El precio de cierre fue de 31,58 €/MWh. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, en el resto de las sesiones de la semana los precios de cierre también fueron inferiores a 32 €/MWh. El martes, 9 de enero, estos futuros alcanzaron el precio de cierre mínimo semanal, de 30,64 €/MWh. En cambio, el viernes, 12 de enero, tras una subida del 3,8%, registraron su precio de cierre máximo semanal, de 31,99 €/MWh. Sin embargo, este precio todavía fue un 7,4% menor al del viernes anterior.
Al inicio de la segunda semana de enero, los pronósticos de temperaturas más suaves que las que se esperaban inicialmente ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de estos futuros. Sin embargo, un descenso no planificado del flujo de gas desde Noruega, el empeoramiento del conflicto en Oriente Próximo y los pronósticos de bajas temperaturas contribuyeron a la subida de precios del viernes 12 de enero. No obstante, los elevados niveles de las reservas europeas continuaron limitando los incrementos de precios.
Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado ICE para el contrato de referencia de diciembre de 2024, el lunes 8 de enero alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 72,42 €/t. Este precio fue ya un 5,1% menor al del viernes anterior. La tendencia descendente continuó durante el resto de la segunda semana de enero. Como resultado, el viernes 12 de enero estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 65,81 €/t. Este precio fue el más bajo desde el 8 de marzo de 2022. La proximidad del inicio de las subastas de derechos de emisión de 2024, programado para el lunes 15 de enero, ejerció su influencia a la baja sobre los precios de estos futuros durante la segunda semana de enero.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Por AleaSoft Energy Forecasting
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