/COMUNICAE/
En la semana del 31 de octubre, los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior, excepto en el caso del mercado Nord Pool. Esta tendencia se mantuvo en los primeros días de la segunda semana de noviembre en la mayoría de los mercados. La subida de los precios del gas favoreció este comportamiento. Sin embargo, el día 2 de noviembre se alcanzó un precio horario negativo en el mercado belga
Mercados eléctricos europeos
En la semana del 31 de octubre, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, donde los precios bajaron un 28%. Por otra parte, el mayor incremento de precios fue el del mercado N2EX del Reino Unido, del 35%, mientras que el menor fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 0,4%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 5,5% del mercado IPEX de Italia y el 20% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la primera semana de noviembre, el promedio más elevado, de 137,04€/MWh, fue el del mercado italiano. Por otra parte, el menor promedio semanal fue el del mercado nórdico, de 52,29€/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 130,25€/MWh del mercado MIBEL de Portugal y los 108,36€/MWh del mercado alemán. Sin embargo, al tener en cuenta el ajuste que algunos consumidores han de pagar como compensación por la limitación de los precios del gas aplicada en el mercado MIBEL, el promedio del mercado español superó al del italiano, alcanzando los 139,01€/MWh.
Por otra parte, el promedio de los tres primeros días de la segunda semana de noviembre también fue mayor al promedio del mismo período de la primera semana del mes en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado nórdico, con una caída del 34%, y el mercado ibérico, con un descenso del 8,4%. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado italiano, del 49%. En el resto de los mercados, los aumentos estuvieron entre el 3,9% del mercado belga y el 7,4% del mercado francés.
Como resultado, en el período del 7 al 9 de noviembre, el precio promedio más bajo fue el del mercado nórdico, de 47,62€/MWh. Los promedios de los mercados alemán y belga también fueron inferiores a 100€/MWh, concretamente de 99,32€/MWh y 99,45€/MWh respectivamente. En cambio, el promedio más alto, de 186,50€/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el precio del mercado francés, de 125,92€/MWh.
Por lo que respecta a los precios horarios, el día 2 de noviembre, entre las 2:00 y las 3:00, se alcanzó un precio negativo de ‑4,10€/MWh en el mercado belga, el más bajo de ese mercado desde el 8 de octubre. Por otra parte, en las primeras tres horas del lunes 7 de noviembre, se registró un precio de 0,09€/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica y los Países Bajos.
En el caso de los precios diarios, en el mercado neerlandés, el precio del día 1 de noviembre, de 70,42€/MWh, fue el más bajo desde el 28 de mayo. En el mercado alemán, el precio más bajo desde ese mismo día de mayo se registró el domingo 6 de noviembre y fue de 51,09€/MWh.
Durante la semana del 31 de octubre, la subida del 31% en el precio promedio semanal del gas TTF en el mercado spot respecto a la semana anterior ejerció su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. La evolución del precio del gas, que pasó de los 27,16€/MWh del miércoles 2 de noviembre a los 83,85€/MWh del miércoles 9 de noviembre, también ejerció su influencia en el promedio de los precios de los mercados eléctricos europeos en los primeros días de la segunda semana de noviembre.
Así, durante la primera semana de noviembre, el efecto del comportamiento de los precios del gas no pudo ser compensado por el descenso de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados ni por el incremento de la producción eólica en los mercados alemán, francés e italiano y de la producción solar en la península ibérica. Además, en los primeros días de la segunda semana de noviembre, el incremento generalizado de la demanda también contribuyó a los aumentos de precios registrados en la mayoría de los mercados eléctricos.
Sin embargo, en el caso del mercado español, el sábado 5 de noviembre volvió a conectarse a la red eléctrica la central nuclear de Almaraz II, después de su vigésimo séptima parada para recargar combustible. Esto favoreció el descenso de los precios del mercado MIBEL en los primeros tres días de la segunda semana de noviembre. Además, en el inicio de la segunda semana de noviembre, la producción eólica fue mayor en promedio a la de la semana anterior en la península ibérica, lo que también contribuyó a los descensos de precios registrados.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en el conjunto de la segunda semana de noviembre los precios podrían continuar aumentando en mercados como el alemán, el francés o el italiano, influenciados por incrementos en la demanda y el descenso de la producción renovable en algunos casos. Sin embargo, en el caso del mercado MIBEL, el incremento en la producción nuclear española podría favorecer el descenso de los precios.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre los mercados de energía en Europa
En AleaSoft Energy Forecasting se ha desarrollado Alea Energy DataBase (AleaApp), una plataforma online para la compilación, visualización y análisis de datos para todos los profesionales del sector de la energía. En Alea Energy DataBase todos los datos relacionados con los mercados de energía están en un mismo lugar, con un mismo formato y siempre actualizados, lo que la convierte en una herramienta muy potente para sus usuarios habituales: analistas de datos, traders, productores y comercializadoras de energía, promotores de activos renovables, CEOs y CFOs y periodistas. Alea Energy DataBase es una fuente fiable y verificada de datos del sector de la energía que permite entender los mercados y sus principales drivers, encontrar nuevas oportunidades de negocio, evaluar costes antes de las liquidaciones y proveer datos de entrada para modelos y algoritmos de análisis del sector de la energía.
Fuente Comunicae