Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la primera semana de noviembre, la producción solar fotovoltaica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior, después de los aumentos de la última semana de octubre. Italia registró el mayor descenso, del 29 %, seguida de Francia, con un 23 %, y Alemania, con un 22 %. En Portugal, la producción bajó un 21 %, mientras que España tuvo el menor descenso, del 18 %.
Pese a la caída semanal, España, Portugal y Alemania registraron récords históricos de producción solar fotovoltaica para un día de noviembre. El 2 de noviembre, España alcanzó 156 GWh; Portugal registró 22 GWh el día 4 y Alemania, 190 GWh el día 5.
Para la semana del 9 de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a descensos en los mercados alemán, español e italiano.
En la primera semana de noviembre, la producción eólica aumentó en la península ibérica respecto a la semana anterior, tras los descensos de la última semana de octubre. Portugal anotó el mayor incremento, del 348 %, y España, una subida del 25 %. En cambio, Italia, Francia y Alemania encadenaron su segunda semana consecutiva de descensos. Italia registró la mayor caída, del 20 %, seguida de Francia, con un 16 %, y Alemania, con un 3,1 %.
Para la semana del 9 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados español, portugués, italiano y francés. En cambio, la producción eólica disminuirá en el mercado alemán.
Demanda eléctrica
En la primera semana de noviembre, la demanda eléctrica aumentó en los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. Francia registró el mayor incremento, del 14 %, y encadenó su sexta semana consecutiva de aumentos. Le siguieron Gran Bretaña, con una subida del 9,5 %, y Alemania, con un 6,8 %. En Bélgica, la demanda creció un 4,5 %. Estos tres últimos mercados revirtieron los descensos de la semana anterior. Italia registró un aumento del 3,1 % y sumó su tercera semana al alza. Portugal, con un incremento del 2,6 %, encadenó su cuarta semana de crecimiento, mientras que España, con una subida del 2,1 %, acumuló tres semanas consecutivas de aumentos. En España, la celebración del festivo de Todos los Santos el lunes 2 de noviembre en varias comunidades autónomas pudo moderar el crecimiento de la demanda.
Durante la semana, las temperaturas medias descendieron en los mercados analizados respecto a la semana anterior, lo que favoreció el aumento de la demanda. Francia registró la mayor caída, de 3,5 °C, seguida de Bélgica, con 3,3 °C, y España, con 3,2 °C. En Gran Bretaña, Portugal, Alemania e Italia, los descensos oscilaron entre los 3,1 °C de Gran Bretaña y los 1,4 °C de Italia.
Para la semana del 9 de noviembre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados británico e italiano. En cambio, se prevé que la demanda disminuya en los mercados francés, belga, alemán, portugués y español. En Bélgica, la celebración del Día del Armisticio el miércoles 11 de noviembre podría contribuir al descenso previsto.
Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales de los principales mercados eléctricos europeos subieron en la primera semana de noviembre respecto a la anterior. El mercado nórdico registró el mayor incremento, del 20 %, seguido del mercado británico, con un 19 %, y del francés, con un 15 %. Los precios también aumentaron un 11 % en Alemania, un 9,1 % en Bélgica y un 8,6 % en los Países Bajos. Los mercados portugués y español anotaron incrementos del 6,2 % y el 5,3 %, respectivamente, mientras que el mercado italiano tuvo la menor subida, del 3,7 %.
El mercado italiano volvió a registrar el mayor promedio semanal, de 271,46 €/MWh, mientras que el mercado nórdico presentó el menor, de 120,19 €/MWh. En el resto de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting, los precios promedio semanales superaron los 200 €/MWh y oscilaron entre los 218,07 €/MWh de España y los 256,59 €/MWh de Alemania.
En cuanto a los precios diarios, el lunes 2 de noviembre el mercado italiano alcanzó los 282,30 €/MWh, el precio más alto de la semana entre los mercados analizados. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, fue el precio más elevado de este mercado desde el 17 de diciembre de 2022. Ese mismo día, el mercado nórdico registró su máximo semanal, de 162,99 €/MWh. El 4 de noviembre, los mercados portugués y español alcanzaron sus precios más altos de la semana: 257,55 €/MWh y 246,01 €/MWh, respectivamente. En Portugal fue el precio más alto desde el 6 de abril de 2022 y, en España, desde el 7 de abril de 2022. El viernes 6 de noviembre, los demás mercados registraron sus máximos semanales. Ese día, el mercado francés alcanzó los 278,29 €/MWh, su precio más elevado desde el 18 de diciembre de 2022, y el británico, los 276,50 €/MWh, su valor más alto desde el 23 de enero de 2025. Los mercados belga, alemán y neerlandés registraron 276,47 €/MWh, 275,64 €/MWh y 273,90 €/MWh, respectivamente.
El lunes 9 de noviembre los precios superaron los 300 €/MWh y rebasaron los máximos de la semana anterior en los mercados alemán, francés, italiano, británico, belga y neerlandés. El mercado alemán alcanzó los 345,64 €/MWh y el neerlandés, los 342,43 €/MWh: en ambos mercados fueron los precios más altos desde el 13 de diciembre de 2024. Los precios de los mercados belga, francés e italiano fueron de 335,27 €/MWh, 334,12 €/MWh y 313,51 €/MWh, respectivamente, sus valores más elevados desde el 17 de diciembre de 2022. El mercado británico registró 301,95 €/MWh, su precio más alto desde el 23 de enero de 2025. Por otra parte, el mercado nórdico registró el precio más bajo de la semana entre los mercados analizados, de 93,62 €/MWh, el sábado 7 de noviembre. Los mercados español y portugués alcanzaron su mínimo semanal, de 177,06 €/MWh en ambos casos, el lunes 2 de noviembre. Con la excepción del mercado nórdico y de los dos primeros días de la semana en el mercado ibérico, los precios diarios se mantuvieron por encima de 200 €/MWh durante toda la semana.
AleaSoft atribuye la subida de los precios al aumento de la demanda en todos los mercados, favorecido por el descenso de las temperaturas, y a la caída de la producción solar. En Alemania, Francia e Italia también contribuyó la disminución de la producción eólica. En cambio, el descenso de los precios del gas TTF moderó las subidas. En España y Portugal, el aumento de la producción eólica en la península ibérica también limitó el incremento de los precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 9 de noviembre, los precios bajarán en los mercados español, portugués, francés, británico y belga, favorecidos por el aumento de la producción eólica en la península ibérica y Francia y por el descenso de la demanda en Francia, Bélgica y España. En cambio, subirán en los mercados neerlandés, italiano y alemán. En Alemania, la caída de la producción eólica favorecerá el aumento.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 104,77 $/bbl, el lunes 2 de noviembre. Este precio ya era un 11 % inferior al del viernes anterior. El 4 de noviembre, tras caer un 8,7 % respecto al día anterior, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 94,62 $/bbl. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, fue el precio más bajo desde el 1 de septiembre. En las dos últimas sesiones de la semana, los precios se recuperaron parcialmente. El viernes 6 de noviembre, el precio de cierre fue de 98,32 $/bbl, un 16 % inferior al del viernes anterior.
AleaSoft señala que las expectativas de un acuerdo entre Estados Unidos e Irán para poner fin a la guerra presionaron a la baja los precios durante la semana. A ello contribuyeron las informaciones sobre un borrador de acuerdo y el envío de una propuesta nuclear iraní a Washington a través de Catar. Además, la OPEP+ decidió el 1 de noviembre mantener sin cambios sus objetivos de producción de petróleo para diciembre. Sin embargo, los ataques e incidentes que afectaron a petroleros en el estrecho de Ormuz y sus alrededores continuaron durante la semana, y el riesgo de una nueva escalada militar tras las elecciones de mitad de mandato en Estados Unidos siguió presente en el mercado.
Los futuros de gas TTF para el Front-Month en el mercado ICE registraron el lunes 2 de noviembre su precio de cierre máximo semanal, de 94,86 €/MWh. Este valor ya era un 8,7 % inferior al del viernes anterior. Los precios descendieron hasta el 4 de noviembre y, tras subir un 2,9 % el jueves 5 de noviembre, volvieron a bajar el viernes 6. Ese día, los futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 85,59 €/MWh. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, fue el precio más bajo desde el 21 de octubre y un 18 % inferior al del viernes anterior.
AleaSoft indica que las expectativas de avances diplomáticos entre Estados Unidos e Irán también favorecieron la caída de los precios del gas. Sin embargo, el suministro de GNL desde Catar continuó limitado después de que el país prorrogara hasta finales de diciembre la fuerza mayor sobre sus exportaciones. Además, las reservas de gas de la Unión Europea se situaron en el 74,6 % de su capacidad el 1 de noviembre, por debajo del 82,8 % registrado un año antes.
Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX, correspondientes al contrato de referencia de diciembre de 2026, alcanzaron el lunes 2 de noviembre su precio de cierre máximo semanal, de 90,53 €/t. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,5 % superior al del viernes anterior y el más alto desde el 17 de enero. Después, los precios descendieron en tres de las cuatro sesiones restantes. El viernes 6 de noviembre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 86,55 €/t, el más bajo desde el 24 de octubre y un 3,0 % inferior al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 12 de noviembre, AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 71 de su serie de webinars mensuales. Esta edición se centrará en el almacenamiento de energía con baterías y en la hibridación, tecnologías que ganan peso a medida que avanzan nuevos proyectos y el sistema eléctrico requiere más flexibilidad. Los ponentes abordarán la rentabilidad de las baterías y sus vías de ingresos, con especial atención al recién creado mercado de capacidad español, además de las claves para analizar y valorar proyectos de almacenamiento e hibridación. La sesión repasará también la evolución de las últimas semanas de los mercados de energía más relevantes de Europa y las perspectivas para el invierno 2026-2027. Luis Marquina de Soto, presidente de AEPIBAL, la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético, participará en el webinar por cuarto año consecutivo. También intervendrá Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft. Ambos formarán parte de la mesa de análisis, que tendrá lugar únicamente en el webinar en español.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.