AleaSoft: Los precios de los mercados europeos vuelven a recuperarse por una mayor demanda y menos eólica

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Gran parte de los mercados eléctricos europeos terminaron la primera semana de noviembre con un incremento de los precios a pesar de que durante los primeros días algunos registraron descensos. La demanda eléctrica aumentó de forma casi generalizada y la producción eólica bajó en la mayoría de mercados, propiciando el incremento de los precios. Se espera que la recuperación de los precios continúe durante la segunda semana del mes pues se espera que se repita la combinación mayor demanda y menos eólica

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 2 al 8 de noviembre la producción solar en el mercado alemán aumentó un 59% en comparación con la semana anterior. Por el contrario en el mercado español la producción decreció un 48% y en el mercado portugués disminuyó un 43%. En el mercado francés la producción solar fue un 7,8% más baja en comparación con la semana precedente, mientras que en el mercado italiano se registró una reducción de la producción cercana al 15%.

En el análisis interanual, durante los primeros ocho días de noviembre la producción solar aumentó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft. En la península ibérica la producción solar durante este período fue un 18% más alta que en los mismos días de 2019 a pesar de que en el mercado portugués se mantuvo con poca variación. En el mercado alemán la producción aumentó un 71%, mientras que en el mercado francés y en el italiano creció un 55% y un 50% respectivamente.

Para la segunda semana de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirá en el mercado alemán. Por el contrario, se espera un aumento de la producción en el mercado español y en el mercado italiano.

Durante la primera semana de noviembre la producción eólica aumentó un 63% en la península ibérica en comparación con la semana previa, destacándose el incremento del 164% en el mercado portugués. En el resto de los mercados europeos analizados en AleaSoft, la producción decreció entre el 50% del mercado italiano y el 31% del mercado francés.

Durante el período comprendido entre los días 1 y 8 de noviembre, la producción eólica aumentó un 25% en el mercado alemán en comparación con los mismos días de 2019, mientras que en el mercado francés creció sólo un 2,6%. Por el contrario en el mercado italiano la producción con esta tecnología fue un 74% más baja y en la península ibérica se redujo un 30%.

Las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican una reducción de la producción en todos los mercados analizados durante la segunda semana de noviembre.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica subió de manera uniforme en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la semana del 2 de noviembre respecto a la semana anterior. En el mercado británico se registró un notable ascenso del 7,2%. En el mercado de Francia se produjo una subida del 3,4%, donde los principales incrementos diarios fueron de miércoles a sábado. Un poco menor fue el ascenso de la demanda de Portugal, que registró un aumento del 2,2%. En el resto de mercados las variaciones fueron inferiores al 1,0%.

Las previsiones de demanda de AleaSoft para la semana del 9 de noviembre indican que la demanda continuará con una tendencia ascendente en la mayoría de los mercados de Europa. Sin embargo, se esperan disminuciones en los mercados de Francia y Bélgica. Hay que tener en cuenta que la evolución de la demanda podrá estar influenciada por las restricciones para frenar la propagación de la COVID‑19 que han puesto en marcha los distintos gobiernos europeos. Uno de estos factores es el Estado de Alarma que comenzó en España el 25 de octubre junto al toque de queda nacional y las restricciones de movilidad que están aplicando las comunidades autónomas. Actualmente Alemania está bajo un confinamiento parcial que concluirá el 30 de noviembre, mientras que algunas regiones de Bélgica tienen un toque de queda hasta mediados de diciembre. Además, en Portugal entró en efecto el pasado 4 de noviembre un confinamiento para 121 municipios del país y en Países Bajos el confinamiento parcial se extenderá hasta el 25 de noviembre.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 2 de noviembre, los precios del mercado N2EX de Gran Bretaña y de los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos aumentaron respecto a los de la semana anterior. En cambio, los precios del mercado MIBEL de España y Portugal, del mercado IPEX de Italia y del mercado Nord Pool de los países nórdicos descendieron.

Por lo que respecta a los aumentos de precios, el mercado con la mayor subida de precios, del 18%, fue el mercado alemán. Mientras que el mercado con el menor incremento de precios, del 4,2%, fue el mercado belga. Por otra parte, el mercado con la mayor caída de precios, del 57%, fue el mercado Nord Pool. Mientras que el mercado con el menor descenso de precios, del 2,7%, fue el mercado italiano.

La semana del 2 de noviembre, los precios promedio semanales fueron inferiores a 40 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado italiano y el mercado británico, con precios de 43,16 €/MWh y 48,65 €/MWh respectivamente. En cambio, el mercado Nord Pool de los países nórdicos tuvo el precio promedio más bajo, de 4,63 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron promedios entre los 35,89 €/MWh del mercado alemán y los 37,21 €/MWh del mercado de los Países Bajos.

Por otra parte, el lunes y el martes de la primera semana de noviembre, los precios más altos se alcanzaron en el mercado italiano. Pero, a partir del miércoles, el mercado británico tuvo los precios más elevados. En cambio, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool durante toda la semana. Del grupo de mercados con precios intermedios, el mercado IPEX tuvo los precios más elevados y el mercado MIBEL los más bajos durante la mayor parte de la semana. Mientras que los precios de los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y los Países Bajos estuvieron bastante acoplados.

La primera semana de noviembre, los precios diarios sólo superaron los 50 €/MWh de miércoles a viernes en el mercado británico. El precio diario más elevado de la semana, de 59,40 €/MWh, se alcanzó el jueves 5 de noviembre. En cambio, el mercado Nord Pool fue el único mercado en el que los precios diarios fueron inferiores a 10 €/MWh durante la primera semana de noviembre. El precio diario más bajo, de 2,53 €/MWh, se alcanzó también el día 5 de noviembre.

Por lo que respecta a los precios horarios, el valor más elevado de la primera semana de noviembre, de 213,63 €/MWh, se alcanzó en la hora 19 del jueves 5 de noviembre en Gran Bretaña. Este precio horario fue el más elevado desde junio de 2019 en el mercado británico. En cambio, el lunes 2 de noviembre se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia, Gran Bretaña, los Países Bajos y los países nórdicos. El precio horario más bajo, de ‑10,48 €/MWh, fue el de la hora 4 en el mercado alemán.

La caída de la producción eólica en países como Alemania y Francia y la recuperación de la demanda favorecieron los incrementos de precios de la primera semana de noviembre. En cambio, la producción eólica se incrementó notablemente en la península ibérica, contribuyendo al descenso de precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 9 de noviembre se producirá un incremento generalizado de los precios de los mercados eléctricos europeos, favorecido por un descenso de la producción eólica en Europa y por el aumento de la demanda en la mayoría de los países.

Futuros de electricidad
El comportamiento de los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre fue heterogéneo durante la primera semana de noviembre. En el mercado EEX de Alemania, Francia e Italia y el mercado ICE de Bélgica y de Países Bajos aumentaron los precios respecto a la última sesión de la semana anterior. El mercado alemán fue el de mayor incremento, del 6,7%. En el resto de mercados analizados en AleaSoft se redujeron los precios para el mismo período. El mercado NASDAQ de los países nórdicos fue el de mayor bajada, al caer un 7,5% respecto al precio de cierre de la sesión del 30 de octubre.

En cuando a los precios de los futuros para el año 2021, se produjo una bajada generalizada en todos los mercados analizados en AleaSoft donde se negocia este producto. En los datos de la tabla se aprecia una subida del mercado ICE de Gran Bretaña, pero en este caso se trata de una estimación de los precios del producto anual basado en la ponderación de los precios de los productos mensuales. Las mayores variaciones se produjeron en el mercado ICE y el mercado NASDAQ de los países nórdicos, ambos con una disminución en sus precios del 23%. El mercado en el que menos se redujo el precio de cierre para este producto fue ICE de Países Bajos, con una bajada del 1,4%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de enero de 2021 en el mercado ICE aumentaron del 2 al 4 de noviembre. Como consecuencia, el miércoles 4 de noviembre se registró un precio de cierre de 41,23 $/bbl, un 4,0% superior al del miércoles anterior. Sin embargo, los precios empezaron a descender el jueves, y el viernes el precio de cierre fue de 39,45 $/bbl.

La posibilidad de que la OPEP+ no lleve a cabo el incremento de producción previsto para enero y el descenso de las reservas de crudo de Estados Unidos contribuyeron a la recuperación de los precios en los primeros días de la semana del 2 de noviembre. Sin embargo, la demanda sigue afectada por las medidas establecidas para intentar controlar la pandemia de COVID‑19 en Europa y Estados Unidos, donde el número de personas contagiadas continúa aumentando. Además, por lo que respecta al suministro, existe preocupación por el incremento de producción en Libia y la posibilidad de que el nuevo gobierno de Estados Unidos levante las sanciones a Irán y Venezuela.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, iniciaron la primera semana de noviembre con un precio de cierre de 13,66 €/MWh el lunes 2 de noviembre. Este precio fue un 9,4% inferior al del lunes anterior. Pero luego los precios se recuperaron hasta alcanzar el jueves 5 de noviembre un precio de cierre de 14,46 €/MWh, un 0,8% superior al del jueves anterior. Sin embargo, el viernes 6 de noviembre los precios cayeron un 3,8% y el precio de cierre fue de 13,90 €/MWh, un 1,1% inferior al del viernes anterior.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el martes 3 de noviembre alcanzó un precio índice de 13,17 €/MWh, el más bajo desde la primera mitad de octubre. Pero, posteriormente, los precios aumentaron y el viernes 6 de noviembre se alcanzó un precio índice de 14,33 €/MWh. Sin embargo, el precio índice volvió a descender el fin de semana del 7 y el 8 de noviembre hasta los 13,60 €/MWh.

El incremento del suministro de gas desde Noruega, los pronósticos de temperaturas más altas de lo habitual y los elevados niveles de las reservas de gas, junto con las nuevas restricciones impuestas para frenar la pandemia de COVID‑19 en Europa, favorecieron el descenso de los precios del gas a finales de la primera semana de noviembre.

Por otra parte, los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, la primera semana de noviembre, tuvieron precios de cierre inferiores a los de los mismos días de la semana anterior. Estos precios de cierre oscilaron entre los 51,40 $/t del viernes y los 52,60 $/t del jueves.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, el lunes 2 de noviembre, registraron un precio de cierre de 23,67 €/t, un 0,8% inferior al del lunes anterior. Pero, posteriormente, los precios empezaron a aumentar hasta alcanzar el jueves un precio de cierre de 25,98 €/t. Este precio fue un 9,7% superior al del viernes anterior y el más alto desde la primera quincena de octubre. El viernes el precio de cierre descendió hasta los 25,43 €/t, siendo todavía un 7,3% superior al precio del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía y perspectivas a partir de 2021
En AleaSoft se está organizando el webinar “Perspectivas de los mercados de energía en Europa a partir de 2021 (I)” que se realizará el día 26 de noviembre. Uno de los temas que se tratará en el webinar, el cual se ha ido abordando en los anteriores webinars que ha realizado la consultora desde que comenzó la pandemia del coronavirus, es la evolución de los mercados de energía. Además de analizar el comportamiento de los mercados en las últimas semanas, se debatirán las perspectivas a partir del año 2021. Teniendo en cuenta que recientemente el Gobierno español aprobó el diseño de las nuevas subastas renovables, otro de los temas que se abordará son las subastas y su efecto en el mercado. También se hablará sobre las Due Diligence técnicas y su importancia para la financiación de los proyectos. En esta ocasión participarán los siguientes ponentes de Vector Renewables: Javier Asensio Marín, CEO, Hugo Alvarez López, Global Head of Technical Advisory y Carlos Almodóvar Almaraz, Principal M&A and Financial Advisory.

En AleaSoft se actualizan cada mes las previsiones de precios de los principales mercados eléctricos europeos en el medio plazo, así como las previsiones con estocasticidad. Los informes de las previsiones con estocasticidad incluyen las distribuciones de probabilidad para cada período mensual, trimestral y anual dentro del horizonte de previsión. En los momentos actuales de incertidumbre que está provocando la coronacrisis estas herramientas son muy útiles a la hora de negociar una renovación de contratos de suministro y para la gestión de riesgos.

Los observatorios de mercados de energía, disponibles en el sitio web de AleaSoft, permiten hacer un seguimiento de los principales mercados eléctricos europeos, de combustibles y de CO2 con datos actualizados diariamente. En los observatorios se incluyen gráficos comparativos de las últimas semanas, con información horaria, diaria y semanal.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-europeos-vuelvan-recuperarse-mayor-demanda-menos-eolica/

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AleaSoft: Precios negativos en mercados europeos y récords de CO2 y Brent en la primera semana de febrero

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En la primera semana de febrero los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron y en algunos se alcanzaron valores negativos o cercanos a cero el domingo 7. El mercado Nord Pool fue el único donde los precios subieron respecto a la semana anterior. El precio del día 1 de este mercado fue el más alto desde 2016 y el segundo mayor de Europa, algo no habitual. El día 5 los futuros de CO2 superaron los 38 €/t, un nuevo récord histórico, y los de Brent los 59 $/bbl, lo que no sucedía desde enero de 2020

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana que comenzó el 1 de febrero disminuyó cerca de un 11% en el mercado portugués, un 10% en el mercado francés y un 5,1% en el mercado italiano, en comparación con la semana precedente. Por el contrario, en el mercado español la producción aumentó cerca de un 18%, mientras que en el mercado alemán el aumento fue del 8,9%.

Para la semana que finaliza el domingo 14 de febrero, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que en los mercados de España e Italia la producción con esta tecnología disminuirá en comparación con la semana anterior. Por el contrario, en el mercado alemán se prevé que la producción aumente.

Durante la primera semana de febrero, la producción eólica aumentó un 61% en el mercado alemán en comparación con la semana anterior. Por el contrario en el resto de los mercados analizados en AleaSoft la producción con esta tecnología disminuyó en comparación con la semana que culminó el 31 de enero. En el mercado italiano la producción descendió un 43%, en el francés un 23% y en la península ibérica un 9,9%.

Para la segunda semana de febrero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que en el mercado alemán la misma será inferior a la registrada la semana anterior. Por el contario, en la península ibérica y en el mercado italiano se prevé un aumento de la producción, mientras que en el mercado francés se espera poca variación.

Demanda eléctrica
En la primera semana de febrero, la demanda eléctrica sufrió caídas en todos los mercados europeos respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado portugués, donde se registró un incremento inferior al 1,0%. Las temperaturas medias aumentaron hasta 2,2 °C, en el caso de Alemania, y fueron el factor más influyente en estos descensos. Cabe destacar el descenso de más del 8,0% en el mercado francés, que registró la bajada más notable respecto al resto de mercados.

Las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft indican que la demanda se recuperará en todos los mercados europeos durante la semana del 8 de febrero.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 1 de febrero, los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft descendieron respecto a los de la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos con un ligero incremento del 0,3%. Por otra parte, la mayor caída de precios, del 23%, fue la del mercado MIBEL de España y Portugal. En cambio, el menor descenso de precios fue el del mercado IPEX de Italia, del 1,6%, seguido por el del mercado N2EX del Reino Unido, del 5,4%. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 8,2% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 18% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la primera semana de febrero, los precios promedio semanales más elevados fueron los del Reino Unido e Italia, de 67,39 €/MWh y 55,35 €/MWh, respectivamente. Mientras que el mercado MIBEL tuvo el menor promedio, de 32,33 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 45,08 €/MWh del mercado francés y los 52,69 €/MWh del mercado Nord Pool.

Por lo que respecta a los precios diarios, los promedios más elevados se alcanzaron el lunes 1 de febrero. El precio más alto fue el del mercado N2EX, de 91,34 €/MWh, seguido por el del mercado Nord Pool, de 74,57 €/MWh. En el caso del mercado Nord Pool, este fue el precio diario más elevado desde enero de 2016. Además, en este mercado, en la hora 9 del lunes 1 de febrero se alcanzó un precio horario de 174,92 €/MWh, el más elevado desde marzo de 2018. En cambio, en la madrugada del domingo 7 de febrero, se alcanzaron precios horarios negativos en Francia, Alemania y Bélgica. En el caso del mercado MIBEL, durante la madrugada del lunes 1 de febrero y del domingo 7 de febrero hubo precios horarios inferiores a 1 €/MWh.

Durante la primera semana de febrero, el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados favoreció el descenso de los precios. Además, el incremento de la producción solar en Alemania y España, junto con un aumento de la producción eólica en el mercado alemán, también contribuyó a los descensos de precios de los mercados eléctricos europeos.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que para la semana del 8 de febrero los precios se recuperarán en la mayoría de los mercados. Las excepciones serán los mercados IPEX y MIBEL, donde se espera que los precios continúen descendiendo influenciados por el incremento de la producción eólica.

Futuros de electricidad
Durante la primera semana de febrero los precios de los futuros de electricidad en los mercados europeos analizados en AleaSoft subieron en todos los mercados excepto en la región de los países nórdicos. Tanto el mercado ICE como el mercado NASDAQ de los países nórdicos se opusieron al comportamiento del resto de mercados y en la diferencia entre el cierre de la última semana de enero y el de la primera semana de febrero, se observa en estos mercados una bajada del 5,6% y el 5,5% respectivamente para el producto del próximo trimestre de 2021. En el otro extremo se encuentra el mercado EEX de Alemania, donde el precio de este mismo producto se incrementó un 6,4%. En el resto de países las subidas se situaron entre el 1,7% del mercado EEX de España y el 5,0% del mercado EEX de Francia.

En el caso del producto del año calendario 2022 ocurrió algo similar. Para este producto los precios del mercado ICE de los países nórdicos se redujeron por la mínima, tan solo 0,01 €/MWh respecto al cierre de la semana precedente. En el mercado NASDAQ de los países nórdicos se redujo también unos 0,15 €/MWh. Una vez más, el mercado EEX alemán fue el de mayor incremento, con un 7,0%, pero esta vez acompañado en ese mismo valor por el mercado ICE de los Países Bajos. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 3,7% del mercado EEX de España y el 6,5% del mercado ICE de Bélgica.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de abril de 2021 en el mercado ICE, la primera semana de febrero, siguieron una tendencia ascendente. Como resultado, el viernes 5 de febrero se alcanzó un precio de cierre de 59,34 $/bbl, el cual fue un 7,8% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más alto desde enero de 2020.

Esta tendencia al alza de los precios se vio favorecida por los recortes de producción de la OPEP+ y por las expectativas de que las ayudas del gobierno estadounidense permitan una mejora en su economía. También el incremento del consumo de crudo en China contribuyó a las subidas de precios. Sin embargo, la pandemia de coronavirus sigue afectando a los niveles de la demanda a nivel mundial.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de marzo de 2021, la primera semana de febrero se mantuvieron alrededor de los 18 €/MWh. El precio de cierre mínimo de la semana, de 17,85 €/MWh, se alcanzó el miércoles 3 de febrero. Este precio fue un 7,2% inferior al del miércoles anterior y el más bajo desde la primera semana de enero. En cambio, el viernes se registró el precio de cierre más elevado de la semana, de 18,38 €/MWh.

Por lo que respecta 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 2021, durante la primera semana de febrero, pese a algún ligero descenso, la mayoría de los días los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 5 de febrero el precio de cierre fue de 38,20 €/t, un 16% superior al del viernes anterior y el más alto registrado hasta el momento. Los pronósticos de temperaturas más bajas en Europa favorecieron este incremento de los precios.

Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía y perspectivas a partir de 2021
En AleaSoft se está organizando el próximo webinar de la serie sobre los mercados de energía europeos y sus perspectivas a partir de 2021 para el próximo 18 de febrero, contando esta vez con la participación de ponentes de Engie. También han comenzado ya los preparativos del siguiente webinar que se realizará el 18 de marzo, contando con ponentes de EY (Ernst & Young) en esta ocasión.

Además de los webinars, en AleaSoft se están realizando talleres sobre diversos temas que pueden resultar de interés para el sector. El pasado 4 de febrero se realizó el primero de ellos centrado en la Plataforma AleaApp, una herramienta que compila los datos de los mercados de energía y facilita su visualización y análisis. En el próximo taller, que se llevará a cabo el 11 de febrero, se explicarán las previsiones de precios de mercado a medio plazo con estocasticidad y cómo los agentes que operan en los mercados spot y de futuros las pueden utilizar y aprovechar al máximo.

En AleaSoft también se realizan informes para el sector de la energía, entre los que se encuentran las curvas de precio de los mercados eléctricos europeos de largo plazo. Estos informes tienen asociados servicios complementarios para asesorar sobre la utilización de los mismos.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-negativos-mercados-electricos-europeos-records-co2-brent-primera-semana-febrero/

Fuente Comunicae

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AleaSoft: La eólica europea vuelve a favorecer el descenso de los precios de los mercados eléctricos

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Los precios bajaron durante los primeros cuatro días de la cuarta semana de octubre en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, por el aumento de la producción eólica. Otro factor que propició estos precios más bajos fue el descenso de los precios del CO2, que bajaron de los 24 €/t, algo que no pasaba desde junio. Los precios del gas superaron los 14,50 €/MWh durante la semana. Se espera que en la última semana del mes los precios vuelvan a subir al disminuir la producción eólica

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar promedio entre el lunes y el miércoles de la cuarta semana de octubre, aumentó un 23% en el mercado alemán y un 19% en el mercado italiano en comparación con el promedio de la semana anterior. Por el contrario, en la península ibérica disminuyó un 51% y en el mercado francés un 22%.

Entre el 1 y el 21 de octubre, la producción solar creció un 48% en la península ibérica y un 8,7% en el mercado francés, en comparación con los mismos días de 2019. Durante este período se registró también un aumento del 2,0% en el mercado italiano, mientras que en el mercado alemán la producción solar se redujo un 4,9%.

Al término de la semana que comenzó el lunes 19 de octubre, el análisis realizado en AleaSoft indica que la producción solar en el mercado alemán y en el mercado italiano será superior a la registrada en la semana del 12 de octubre.

La producción eólica promedio durante los primeros tres días de la semana del 19 de octubre, aumentó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la producción media de la semana que la antecede. En la península ibérica la producción con esta tecnología aumentó más del doble, al igual que en el mercado francés en el que la producción media fue un 198% más alta. El crecimiento en el mercado alemán fue cercano al 30%, mientras que por el contrario en el mercado italiano la producción decreció un 79%.

En el análisis interanual, durante los primeros 21 días de octubre la producción con esta tecnología aumentó en todos los mercados europeos analizados. El menor incremento porcentual se registró en el mercado alemán, en el que la producción creció un 2,0%, mientras que en la península ibérica se produjo un 45% más que en 2019. En el mercado italiano la producción aumentó un 18% mientras que en el francés se incrementó un 6,5%.

Para el cierre de la cuarta semana de octubre, el análisis de AleaSoft indica que la producción eólica total de la semana será mayor en la península ibérica, Francia y Alemania, mientras que por el contrario se espera una reducción de la producción en el mercado italiano.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica subió en la mayoría de los mercados de Europa en los primeros tres días de la semana del 19 de octubre en términos intersemanales. En Alemania y Portugal los ascensos fueron del 3,8% y 2,3% respectivamente. Un poco más bajos fueron los registrados en Bélgica, Italia y Países Bajos, del 1,7%, 1,4% y 1,3% en cada caso. Por otra parte, en los mercados de Gran Bretaña y Francia hubo caídas del 2,1% y 1,8% respectivamente. En ese último mercado se registró una disminución significativa de la demanda del miércoles 21 respecto al miércoles precedente, como muestra el observatorio del mercado eléctrico de Francia de AleaSoft, a causa de un aumento significativo de 6,4 °C de las temperaturas entre esos dos días.

Al cierre de la semana del 19 de octubre, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que los valores totales serán superiores a los de la semana anterior en los casos de Alemania, Italia, España y Portugal mientras que en el resto serán inferiores. Aunque, la evolución de la demanda dependerá de la evolución de las medidas adoptadas para frenar la propagación del coronavirus en los diferentes países europeos.

España peninsular, producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Del 19 al 21 de octubre, la demanda eléctrica de España peninsular ascendió un 8,7% respecto a los mismos días de la semana anterior. Al corregir el efecto del festivo del 12 de octubre, Fiesta Nacional de España, en la demanda el incremento fue del 3,3%. Al finalizar la semana del 19 de octubre, en AleaSoft se espera que la demanda en el mercado español concluya con valores superiores a los de la semana anterior.

La producción solar media de España peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica y la termosolar, decreció un 48% entre el lunes y el miércoles de la semana del 19 de octubre respecto a la media de la semana del 12 de octubre. En la comparación interanual, la producción con esta tecnología entre el 1 y el 21 de octubre tuvo un ascenso del 50%. Al cierre de la cuarta semana de octubre, en AleaSoft se espera que la producción solar total sea inferior a la de la semana anterior.

El nivel medio de la producción eólica en España peninsular de los tres primeros días de la semana que comenzó el lunes 19 de octubre, aumentó un 109% con respecto a la media de la semana anterior. En el análisis interanual, la producción registrada entre el primer día de octubre y el día 21 de octubre aumentó un 51%. Según el análisis realizado en AleaSoft, para la semana del 19 de octubre, se prevé que la producción con esta tecnología será superior a la registrada durante la tercera semana del mes.

La producción nuclear continuó registrando un promedio diario cercano a los 146 GWh entre el lunes 19 de octubre y el miércoles 21. Esto viene ocurriendo desde que el pasado 3 de octubre la unidad II de la central nuclear de Ascó se desconectara de la red por una parada programada. Se esperar que la recarga concluya el 5 de noviembre próximo.

Las reservas hidroeléctricas cuentan actualmente con 10 041 GWh almacenados, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico número 42, lo que representa una disminución de 207 GWh respecto al boletín número 41.

Mercados eléctricos europeos
Los primeros cuatro días de la semana del 19 de octubre los precios disminuyeron en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft en comparación con el mismo período de la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos donde el precio promedio apenas varió, solamente 0,01 €/MWh, y el mercado IPEX de Italia con un incremento del 2,9%. Por otra parte, la mayor bajada de precios, del 14%, fue la del mercado alemán. En cambio, en el mercado MIBEL de España y Portugal se registraron los menores descensos de precios, los cuales estuvieron alrededor del 1,0%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 4,0% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 10% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.

Durante los cuatro primeros días de la cuarta semana de octubre, el mercado con el precio promedio más bajo, de 19,63 €/MWh, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el precio promedio más elevado de este período, de 50,00 €/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el del mercado británico, de 48,64 €/MWh. Los promedios del resto de los mercados estuvieron entre los 36,22 €/MWh del mercado alemán y los 41,73 €/MWh del mercado francés.

En los cuatro primeros días de la cuarta semana de octubre, los mercados con los precios diarios más elevados fueron el británico y el italiano. En cambio, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool, seguidos por los del mercado alemán, excepto el lunes, cuando los precios del mercado MIBEL fueron inferiores. En general, los precios del resto de los mercados estuvieron bastante acoplados.

Entre el 19 y el 22 de octubre los precios diarios del mercado IPEX y del mercado N2EX superaron en diversas ocasiones los 50 €/MWh. El precio diario más elevado, de 51,67 €/MWh, se alcanzó el lunes 19 de octubre en el mercado italiano. En cambio, los precios diarios más bajos fueron los del mercado Nord Pool, que se mantuvieron por debajo de los 25 €/MWh. El precio diario mínimo, de 14,54 €/MWh, se alcanzó el jueves 22 de octubre.

Por lo que respecta a los precios horarios, en los primeros cuatro días de la semana del 19 de octubre, no se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados eléctricos analizados. Por otra parte, el precio horario más elevado, de 86,20 €/MWh, se alcanzó en la hora 20 del jueves 22 de octubre en el mercado británico.

El incremento generalizado de la producción eólica favoreció los descensos de precios de los primeros días de la semana del 19 de octubre en la mayoría de los mercados. Mientras que en Italia, donde la producción con esta tecnología disminuyó, los precios aumentaron. La disminución de los precios del CO2 registrada durante los últimos días, también ha favorecido los descensos en los mercados eléctricos.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que al finalizar la cuarta semana los precios de la mayoría de los mercados europeos continuarán siendo inferiores a los registrados durante la semana del 12 de octubre, excepto en el mercado italiano donde serán superiores. En cambio, para la semana del 26 de octubre se prevé que el descenso de la producción eólica en la mayoría de los mercados favorecerá que se produzcan incrementos de precios.

Mercado Ibérico
En el mercado MIBEL de España y Portugal, el precio promedio de los primeros cuatro días de la semana del 19 de octubre descendió respecto al del mismo período de la semana anterior. La caída fue del 0,9% en España y del 1,2% en Portugal. En este período, el descenso de precios en el mercado español fue el menor de los producidos en los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft.

Debido a estos descensos, el precio promedio del 19 al 22 de octubre fue de 38,20 €/MWh en el mercado portugués y de 38,39 €/MWh en el mercado español. Estos fueron el tercer y el cuarto precios más bajos de los mercados europeos después de los del mercado Nord Pool y del mercado alemán.

Por lo que respecta a los precios diarios del mercado MIBEL, de lunes a jueves los precios fueron aumentando. El precio mínimo, de 35,71 €/MWh, se alcanzó el lunes 19 de octubre tanto en el mercado español como en el portugués. Mientras que el día 22 de octubre se alcanzó el precio diario máximo, de 45,22 €/MWh, en el mercado de España.

Durante los primeros días de la cuarta semana de octubre, el importante incremento de la producción eólica en la península ibérica permitió el descenso de los precios en el mercado MIBEL.

Para el resto de la cuarta semana de octubre se espera que los precios diarios vuelvan a descender. Pero, las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 26 de octubre los precios del mercado MIBEL aumentaran favorecidos por un descenso de la producción eólica en la península ibérica.

Futuros de electricidad
En los tres primeros días de la semana del 19 de octubre los mercados de futuros de electricidad europeos analizados en AleaSoft registraron cambios predominantemente a la baja en los precios del producto del próximo trimestre. En la comparación del cierre de la sesión del miércoles 21 de octubre, respecto al precio de cierre del 16 de octubre, el mercado EEX de Italia y el mercado ICE de Países Bajos fueron los únicos en los que los precios se incrementaron, en un 0,9% y un 1,7% respectivamente. En el resto de los mercados las bajadas de precio se situaron entre el 0,1% del mercado ICE de Bélgica y el 8,1% del mercado ICE de los países nórdicos.

Para el caso del producto para el año calendario 2021 el comportamiento fue similar. En este caso el mercado ICE de Países Bajos fue el único en el que aumentaron los precios entre las fechas analizadas. En el resto de mercados las bajadas estuvieron entre el 0,4% del mercado OMIP de España y el 8,0% del mercado NASDAQ de los países nórdicos.

Brent, combustibles y CO2
El lunes 19 de octubre, los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de diciembre de 2020 en el mercado ICE continuaron con la tendencia descendente de la semana anterior y alcanzaron un precio de cierre de 42,62 $/bbl. El martes los precios se recuperaron un 1,3% hasta los 43,16 $/bbl. Pero el miércoles 21 de octubre volvieron a descender y el precio de cierre fue de 41,73 $/bbl, un 3,7% inferior al del miércoles anterior.

Pese al descenso en las reservas de crudo de Estados Unidos, el cual pudo ser debido a los efectos del huracán Delta, los datos sobre el incremento de la producción de petróleo en Libia favorecieron el descenso de los precios. Además, las preocupaciones por el avance de la segunda ola de COVID‑19 y los efectos que pueda tener sobre la demanda también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios.

Por otra parte, los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de noviembre de 2020, los primeros días de la cuarta semana de octubre se mantuvieron por encima de los 14,50 €/MWh. El precio de cierre máximo, de 14,89 €/MWh, se alcanzó el martes 20 de octubre. Este precio fue un 9,6% superior al del mismo día de la semana anterior y el más elevado desde febrero de 2020.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, aumentaron hasta alcanzar un precio índice de 14,82 €/MWh el martes 20 de octubre, el más elevado desde principios de diciembre de 2019. Posteriormente, los precios volvieron a descender hasta los 14,75 €/MWh del 22 de octubre influenciados por la recuperación de los niveles de suministro desde Noruega, el incremento de las temperaturas y la preocupación sobre la demanda por los efectos de las medidas para luchar contra la pandemia de COVID‑19.

En cuanto a los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de noviembre de 2020, el lunes 19 de octubre registraron un precio de cierre de 57,65 $/t, un 0,9% mayor al de la última sesión de la semana anterior. Pero, posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Así, el miércoles 21 de octubre se alcanzó un precio de cierre de 56,00 $/t, un 1,3% inferior al del miércoles anterior y el más bajo desde la cuarta semana de septiembre.

Respecto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, del 19 al 21 de octubre, estos descendieron. El precio de cierre del miércoles 21 de octubre fue de 23,56 €/t. Este precio fue un 8,5% inferior al del miércoles anterior y el más bajo desde el mes de junio. En los últimos días, la incertidumbre respecto al acuerdo del Brexit y a los efectos de la segunda ola del coronavirus en Europa sobre la demanda ejerció su influencia a la baja sobre los precios. Además, el elevado volumen disponible en las subastas también contribuyó al descenso de los precios.

Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía en la segunda ola de la pandemia
Europa se encuentra inmersa actualmente en la segunda ola de la pandemia de la COVID‑19, y los distintos gobiernos están tomando medidas para intentar detener el aumento de los contagios. Esta situación incrementa la incertidumbre ya existente sobre cuándo se logrará erradicar el coronavirus y sobre cómo afectarán las medidas a unas economías que ya habían salido bastante afectadas de la primera ola de la pandemia. Cómo está afectando esta situación a los mercados de energía y las perspectivas en el medio plazo y largo plazo son algunos de los temas que se tratarán en el próximo webinar de AleaSoft “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica (II)”. Además se analizará el impacto en la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en la valoración de carteras y auditorías. En el webinar participarán dos ponentes de la consultora Deloitte, Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory, además de Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft.

Contar con previsiones de largo plazo coherentes y con base científica permite tener una visión del futuro del mercado eléctrico, también necesaria para planificar las inversiones. En AleaSoft se actualizan periódicamente las curvas de precio a largo plazo de los principales mercados eléctricos europeos teniendo en cuenta los datos de evolución de la economía y las perspectivas de salida de la coronacrisis.

En la web de AleaSoft se han habilitado los observatorios de mercados de energía, los cuales permiten hacer un seguimiento de la evolución de los mercados con datos actualizados diariamente, algo muy útil para analizar las afectaciones por las medidas adoptadas durante la segunda ola de la pandemia. En los observatorios están disponibles las variables más importantes de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y de CO2.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/eolica-europea-vuelve-favorecer-descenso-precios-mercados-electricos/

Fuente Comunicae

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AleaSoft: El aumento de la eólica y el descenso de la demanda hacen bajar los precios de los mercados

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Los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos bajaron durante la tercera semana de agosto por el aumento de la producción eólica y el descenso de la demanda. En Alemania algunas horas del domingo registraron valores negativos. Sin embargo, en el mercado Nord Pool los precios subieron y superaron los 10 €/MWh diarios, algo que no sucedía desde mediados de mayo. En la última semana del mes se prevé que los precios suban, excepto en Alemania donde se espera una alta producción eólica

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana del lunes 17 de agosto aumentó un 7,1% en el mercado español y un 3,7% en el mercado francés. Por el contrario en el mercado alemán disminuyó un 9,2%, mientras que en los mercados de Italia y Portugal la producción descendió un 3,5% y un 2,5% respectivamente.

Durante los primeros 23 días de agosto, la producción solar fue más alta que en todos los mercados analizados en AleaSoft si se compara con la del mismo período del año 2019. Los mayores incrementos se produjeron en la península ibérica, siendo del 35% en España y del 22% en Portugal. La menor variación se registró en el mercado italiano y fue de un 7,2%. En el mercado alemán la producción creció un 16% durante este período y en el francés un 12%.

Para la semana que comenzó el lunes 24 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso en España, Alemania e Italia.

Durante la tercera semana de agosto, la producción eólica aumentó en todos los mercados analizados. En el mercado francés el aumento fue del 151%, mientras que en el mercado alemán fue del 32%. Los menores incrementos se registraron en la península ibérica e Italia, con variaciones del 24% y del 20% respectivamente.

Entre el 1 y el 23 de agosto, la producción eólica disminuyó entre un 19% y un 12% en los mercados de Portugal, Alemania y Francia en comparación con los mismos días de agosto de 2019. Por el contrario, en el mercado español aumentó un 16% y en el mercado italiano un 19%.

Para la última semana de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en los mercados de Alemania, Italia y Francia. Por el contrario, para los mercados de la península ibérica se prevé una menor producción con esta tecnología.

Subastas de renovables
Los días 24 y 25 de agosto se realizará en Portugal la segunda subasta de renovables, prevista para enero y finalmente aplazada por la COVID‑19. En esta ocasión se subastarán 700 MW de energía solar y será solo para las regiones de Alentejo y el Algarve. En ella podrán participar proyectos de almacenamiento y se podrá optar por tres modalidades, cubriéndose un período de 15 años desde que las plantas comiencen a producir. Esta es la primera subasta solar del 2020, prevista por el gobierno portugués para alcanzar los objetivos trazados en el PNIEC para el 2030, de tener instalados cerca de 10 GW de energía solar. Quedará pendiente para finales de año una nueva subasta solar, donde se prevé que se ofrezcan cerca de 500 MW o más, dependiendo de los resultados obtenidos en esta.

Demanda eléctrica
Durante la semana del 17 de agosto la demanda eléctrica descendió en la mayoría de los mercados europeos respecto a la segunda semana del mes. La bajada de la demanda se debió fundamentalmente al descenso de las temperaturas durante la tercera semana de agosto tras finalizar la segunda ola de calor del verano. Dichos descensos estuvieron entre el 0,2% y el 7,7%. Las excepciones fueron los mercados de España e Italia donde las temperaturas fueron en general similares y la demanda se incrementó un 0,9% y un 1,6% respectivamente

En los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft se puede analizar la tendencia de la demanda y otras variables de interés de los mercados eléctricos europeos durante las últimas semanas.

Las previsiones de demanda AleaSoft para la semana actual indican una disminución de la demanda en la mayoría de los mercados debido a que las temperaturas continuarán siendo menos cálidas en gran parte de Europa. Las excepciones serán España y Portugal, donde se prevé que la demanda sea superior a la de la semana del 17 de agosto, mientras que en Gran Bretaña será similar.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 17 de agosto los precios fueron inferiores a los de la semana anterior en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado IPEX de Italia con incrementos del 52% y el 3,8% respectivamente. Por otra parte, el mercado con la mayor caída de precios, del 11%, fue el mercado EPEX SPOT de Bélgica, seguido por los descensos del 7,5% en el mercado francés y del 7,2% en el mercado alemán. Mientras que en el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos el precio promedio durante la tercera semana de agosto fue similar al de la semana del 10 de agosto, con una diferencia de 0,01 €/MWh. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 1,8% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 6,1% del mercado MIBEL de Portugal.

Durante la tercera semana de agosto, el mercado europeo con el precio promedio más bajo, de 9,94 €/MWh, fue el mercado Nord Pool. El resto de los mercados analizados tuvieron promedios semanales superiores a los 30 €/MWh. En el caso del mercado IPEX, se superaron los 40 €/MWh, convirtiéndose en el mercado con el precio promedio más elevado, de 40,33 €/MWh.

En cuanto a los precios diarios, durante la semana del 17 de agosto, la mayoría de los mercados europeos superaron los 40 €/MWh algún día, excepto el mercado Nord Pool y el mercado MIBEL de España y Portugal. El precio más elevado, de 44,34 €/MWh, se alcanzó en Italia el miércoles 19 de agosto.

En cambio, el domingo 23 de agosto, los precios fueron inferiores a 30 €/MWh en casi todos los mercados. La excepción fue el mercado N2EX, que tuvo un precio diario de 39,73 €/MWh. Ese día, los precios más bajos fueron los del mercado Nord Pool y el alemán, de 5,65 €/MWh y 16,33 €/MWh respectivamente.

Por otra parte, el domingo 23 de agosto se alcanzaron precios horarios negativos en Alemania. El precio horario más bajo, de ‑16,18 €/MWh, fue el de la hora 14. Este precio fue el más bajo de este mercado desde el domingo 26 de julio. A su vez, estos precios negativos contrastan con los precios horarios del lunes 24 de agosto en Gran Bretaña, los cuales alcanzaron los 96,58 €/MWh para la hora 20. No se alcanzaban precios tan elevados en el mercado británico desde marzo.

El incremento generalizado de la producción eólica en Europa y el aumento de la producción solar en países como Francia y España, así como el descenso de la demanda eléctrica, favorecieron los descensos de precios de la semana del 17 de agosto en la mayoría de los mercados analizados. A excepción del mercado italiano, donde el incremento de la demanda durante este período, a pesar de la alta producción eólica, provocó que los precios aumentaran, apoyados también por el incremento de los precios del gas.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 24 de agosto los precios aumentarán en la mayoría de los mercados europeos, salvo en el mercado alemán, donde se espera un aumento significativo de la producción eólica.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 17 de agosto, los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron un comportamiento mayoritariamente al alza respecto al cierre de la semana del 10 de agosto. Las excepciones fueron el mercado EEX de Gran Bretaña y Francia y el mercado OMIP de España y Portugal, donde los precios descendieron un 1,2% en el mercado británico, un 0,2% en el francés y un 0,5% en los de la península ibérica. El resto de los mercados registraron subidas que fueron desde el 0,5% del mercado ICE de Gran Bretaña y Bélgica hasta el 19% en el mismo mercado para los países nórdicos. En España y Gran Bretaña se registraron comportamientos dispares entre los diferentes mercados de esas regiones. Para España, los precios aumentaron en el mercado EEX mientras que en el mercado OMIP disminuyeron. En el caso de Gran Bretaña, los precios disminuyeron en el mercado EEX mientras que aumentaron en el mercado ICE.

Para el producto Cal-21, el comportamiento de los mercados durante la tercera semana de agosto fue más marcado al alza que en el producto trimestral. Solamente se redujeron los precios en el mercado EEX de Gran Bretaña, con una variación del ‑0,1%. El mercado OMIP de España y Portugal no registró variación, al cerrar la sesión del 21 de agosto con el mismo precio que la del viernes 14 de agosto. En el resto de los mercados se registraron incrementos de entre el 0,3% del mercado EEX de España y el 9,1% del mercado NASDAQ de los países nórdicos. Para este producto, Gran Bretaña también tuvo un comportamiento diferente en los mercados EEX e ICE. Aunque cabe destacar que en el mercado ICE no se negocia el producto anual y en AleaSoft se trabaja en base a un estimado que utiliza el promedio de los productos mensuales correspondientes al año calendario.

Brent, combustibles y CO2
Los primeros dos días de la tercera semana de agosto, los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de octubre de 2020 en el mercado ICE aumentaron. Como consecuencia, el martes 18 de agosto, se registró un precio de cierre de 45,46 $/bbl. Este precio es el más alto desde principios de marzo. Pero durante el resto de dicha semana se produjeron descensos en los precios. El viernes 21 de agosto el precio de cierre fue de 44,35 $/bbl. Este es el segundo precio de cierre más bajo desde que comenzó agosto.

La preocupación por el aumento de casos de COVID‑19 y el incremento de la producción de los países miembros de la OPEP+ están favoreciendo el descenso de los precios. Sin embargo, el huracán Marco y la tormenta tropical Laura amenazan la producción en América, que ya disminuyó el domingo 23 de agosto en el golfo de México.

Por otra parte, el cese de la guerra civil en Libia podría permitir el incremento de la producción de este país próximamente. Esto aumentará la presión a la baja sobre los precios, especialmente cuando mejoren las condiciones meteorológicas y se recupere la producción en el golfo de México.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, el martes 18 de agosto alcanzaron el precio de cierre más elevado de los últimos cuatro meses, de 8,55 €/MWh. Sin embargo, a partir del miércoles 19 de agosto los precios empezaron a disminuir y el precio de cierre del viernes 21 de agosto fue de 7,62 €/MWh, un 5,0% inferior al del viernes 14 de agosto.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el miércoles 20 de agosto se alcanzó un precio índice de 8,18 €/MWh, el más elevado desde finales de marzo. Los días siguientes los precios descendieron hasta los 6,55 €/MWh del fin de semana. Pero el lunes 24 de agosto el precio volvió a aumentar hasta los 6,78 €/MWh.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, la tercera semana de agosto se mantuvieron por debajo de los 50 $/t, con una tendencia en general descendente. En consecuencia, el viernes 21 de agosto se registró un precio de cierre de 47,50 $/t, un 3,1% inferior al del viernes de la segunda semana del mes y el más bajo desde la tercera semana de junio.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, alcanzaron el precio de cierre más elevado de la tercera semana de agosto, de 26,54 €/t, el martes 18 de agosto. Posteriormente, los precios descendieron hasta alcanzar el viernes 21 de agosto un precio de cierre de 25,65 €/t.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
En AleaSoft se está organizando una serie de webinars “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” para analizar la evolución de los mercados de energía en la salida de la crisis económica provocada por la pandemia de la COVID‑19. Los datos económicos del segundo trimestre del 2020 mostraron caídas importantes del PIB a nivel europeo. Aunque este nivel de caídas no se espera que se repita, pues se produjeron como consecuencia de las medidas de confinamiento tomadas para contener la pandemia, siguen generando mucha incertidumbre los rebrotes de la enfermedad que se están produciendo, los cuales se pueden incrementar cuando en septiembre y octubre comience el curso escolar de forma presencial. En los webinars se analizarán las afectaciones de los mercados en esta situación, así como la financiación de los proyectos de energías renovables. También se hablará de la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. El webinar se realizará en dos partes, los días 17 de septiembre y 29 de octubre, y contará con ponentes de Deloitte, Engie, Banco Sabadell y AleaSoft.

En AleaSoft se han actualizado las previsiones de precios a largo plazo de los principales mercados eléctricos europeos, teniendo en cuenta los escenarios de salida de la coronacrisis.

Para analizar la evolución de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y de CO2, en AleaSoft también se han creado los observatorios. Esta herramienta incluye gráficos de las principales variables de los mercados con datos actualizados de las últimas semanas.

Fuente Comunicae

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AleaSoft: La variabilidad de las renovables determina el comportamiento de los mercados eléctricos europeos

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En la tercera semana de julio, el comportamiento de los mercados eléctricos europeos estuvo determinado por la variabilidad de la producción renovable. En la mayoría de los mercados los precios subieron debido al descenso de la producción eólica y solar, alcanzándose en algunos casos precios diarios superiores a 40 €/MWh. Sin embargo, en el mercado MIBEL los precios bajaron debido a que aumentó la producción con estas tecnologías. Los precios del CO2 frenaron la tendencia alcista pero continúan elevados

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 13 de julio, la número 29 del año, la producción solar disminuyó un 12% en el mercado francés y un 6,9% en el mercado italiano Y un 1,5% en el mercado alemán. Por el contrario, en España y Portugal aumentó un 2,4% y un 1,7% respectivamente.

Durante los 19 días transcurridos de julio, la producción solar fue más alta que en el mismo período de 2019 en todos los mercados analizados en AleaSoft. En el mercado español aumentó un 64% y en el portugués un 39%. En el resto de los mercados la producción aumentó entre un 15% y un 3,3%.

Para la semana número 30, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso de la producción en el mercado español. Por el contrario, se espera un aumento de la producción con esta tecnología en los mercados alemán e italiano.

Entre el 13 y el 19 de julio la producción eólica aumentó un 39% en el mercado portugués y un 9,4% en el mercado español. Por el contrario, en el mercado alemán disminuyó un 78% y en el mercado francés un 39%. En el mercado italiano también disminuyó la producción eólica, en este caso un 13%.

En el análisis interanual, entre el 1 y el 19 de julio, la producción eólica fue también más alta en todos los mercados analizados en AleaSoft. Los mercados de España, Portugal y Francia fueron los de mayores incrementos en la generación con esta tecnología, del 54%, 44% y 34% respectivamente. De igual manera, en el mercado italiano aumentó un 8,4% y en el alemán un 2,4%.

Para la semana del lunes 20 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en los mercados de Alemania y Francia. Por el contrario, se espera una reducción de la producción en Italia y la península ibérica.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica de los mercados europeos se comportó de forma heterogénea durante la semana del 13 de julio. En Francia se registró una caída del 2,9% respecto a la semana del 6 de julio, debido al efecto del festivo del martes 14 de julio, Día Nacional de Francia. Un mayor descenso, del 3,1%, se registró en Italia debido a que las temperaturas medias fueron 1,2 °C menos cálidas. En Alemania y España también bajó la demanda, un 0,7% y un 1,4% respectivamente. Por otro lado, en Portugal la demanda continuó recuperándose por quinta semana consecutiva, alcanzando un aumento del 5,0% respecto a la segunda semana de julio. En Gran Bretaña se registró un pequeño incremento del 0,7%. Mientras que en Bélgica, la demanda fue muy similar a la de la semana 28 de 2020.

Los observatorios eléctricos de AleaSoft permiten realizar el seguimiento diario de la demanda de Europa, en conjunto con otras variables de los mercados eléctricos.

Para esta semana, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la demanda caerá en gran parte de los mercados de Europa, mientras que en Francia y España se incrementará.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 13 de julio, los precios fueron superiores a los de la semana del 6 de julio en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal con un descenso del 4,3%. Por otra parte, el mercado con la mayor subida de precios, del 36%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un incremento del 14%. Mientras que el mercado donde el precio subió menos, un 1,5%, fue el mercado IPEX de Italia. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 2,0% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 12% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

En la tercera semana de julio, el mercado europeo con el precio promedio más bajo, de 3,30 €/MWh, fue el mercado Nord Pool. El resto de los mercados analizados tuvieron promedios semanales superiores a los 30 €/MWh y estuvieron bastante acoplados durante el fin de semana. Los precios promedio alcanzados estuvieron entre los 32,43 €/MWh del mercado MIBEL y los 36,09 €/MWh del mercado IPEX.

En cuanto a los precios diarios, el miércoles 15 de julio, el precio superó los 40 €/MWh en el mercado alemán, el italiano y el belga. El 16 de julio, los mercados con precios diarios por encima de los 40 €/MWh fueron los de Alemania, Francia, Italia, Bélgica y los Países Bajos. Ese día se alcanzó el precio diario más elevado de la semana, de 44,45 €/MWh, en el mercado alemán. En cambio, el sábado 18 de julio, los precios fueron inferiores a 30 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica y los Países Bajos, además del mercado Nord Pool, en donde los precios durante toda la semana fueron inferiores a 5 €/MWh. El domingo 19 de julio, los precios diarios se quedaron por debajo de 30 €/MWh en todos los mercados eléctricos europeos analizados, excepto en el mercado MIBEL y el mercado N2EX.

Por otra parte, el 15 de julio se alcanzaron precios horarios superiores a 50 €/MWh en Alemania y Bélgica. El jueves 16 de julio, además de en esos dos mercados, también se superaron los 50 €/MWh en el mercado francés.

Los aumentos de precios de la tercera semana de julio estuvieron relacionados, principalmente, con el descenso de la producción eólica y solar en algunos países europeos como Alemania, Francia e Italia. Los precios altos del CO2 son otro factor que ha favorecido el aumento de los precios de los mercados eléctricos. Sin embargo, en España y Portugal la producción renovable aumentó, permitiendo el descenso de precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 20 de julio los precios aumentarán en los mercados IPEX y MIBEL, influenciados por el descenso de la producción eólica, y en el mercado belga. Mientras que en Alemania y Francia, donde se espera que la producción con esta tecnología se recupere, los precios descenderán en conjunto con los mercados de Gran Bretaña y los Países Bajos.

Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad para Q4‑20 registraron bajadas en casi todos los mercados analizados en AleaSoft si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 10 y 17 de julio. La excepción fue el mercado ICE de Bélgica, en donde los precios aumentaron un 2,6%. En cuanto a los descensos, la menor variación en los precios, del 0,9%, la tuvo el mercado EEX de España, seguido de cerca por el 1,1% del mercado OMIP de España y Portugal. Mientras que, la mayor bajada ocurrió en el mercado ICE de los países nórdicos, con un 9,7% de descenso entre las sesiones analizadas.

En cuanto a los futuros para el año calendario 2021, durante la semana del 13 de julio se tuvo un comportamiento heterogéneo. Registraron subidas los mercados EEX de España y Gran Bretaña, OMIP de España y Portugal e ICE de Gran Bretaña y Países Bajos. Mientras tanto, el mercado EEX de Alemania, Francia e Italia, el mercado ICE de Bélgica y los países nórdicos y el mercado NASDAQ de los países nórdicos, regitraron descensos en los precios para el producto Cal‑21. El mercado ICE de los Países Bajos fue el que menos varió su precio, con un aumento del 0,2%, mientras que este mismo mercado, pero de los países nórdicos, fue el de mayor variación respecto a la sesión del 10 de julio, con una caída del 8,8%.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2020 en el mercado ICE, los primeros días de la tercera semana de julio tuvieron precios de cierre inferiores a los 43 $/bbl. Pero, el miércoles 15 de julio, se alcanzó un precio de cierre de 43,79 $/bbl, el más elevado desde principios de marzo. Posteriormente, el jueves y el viernes se registraron ligeros descensos y el precio de cierre del viernes 17 de julio fue de 43,14 $/bbl.

El comportamiento con el que este mercado finalizó la semana está relacionado con la decisión de la OPEP+ de reducir sus recortes de producción a partir de agosto. Según esta organización, el aumento de producción resultante podrá ser absorbido por el mercado debido a la recuperación de la demanda. Sin embargo, existe la preocupación de que la demanda vuelva a descender debido a los rebrotes de COVID‑19, que pueden dar lugar a nuevos confinamientos.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, la semana del 13 de julio se mantuvieron bastante estables y por encima de los 5 €/MWh, pero con valores inferiores a los de la semana del 6 de julio, cuando se superaron los 6 €/MWh. El precio de cierre mínimo de la tercera semana de julio, de 5,06 €/MWh, se alcanzó el jueves 16 de julio. Este fue un 12% inferior al del jueves 9 de julio y el más bajo desde el inicio de junio.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, la tercera semana de julio se mantuvieron por debajo de los 5 €/MWh. El precio índice mínimo de la semana, de 4,23 €/MWh, fue el del miércoles 15 de julio, que fue el más bajo desde principios de junio. Sin embargo, los precios se recuperaron hasta alcanzar un precio índice de 4,75 €/MWh para el fin de semana.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, la semana 29 de 2020 se mantuvieron por debajo de los 50 $/t. No obstante, registraron incrementos que permitieron que los precios de cierre aumentasen desde los 48,80 $/t del lunes 13 de julio hasta los 49,75 $/t del viernes 17 de julio.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, al inicio de la tercera semana de julio, crecieron hasta el martes 14 de julio, cuando se alcanzó el precio de cierre más elevado de la semana, de 29,65 €/t. En cambio, el miércoles y el jueves, los precios descendieron un 2,7% y un 7,8% respectivamente, registrándose un precio de cierre de 26,61 €/t el jueves 16 de julio. Este precio es un 7,0% inferior al del jueves de la segunda semana de julio y el más bajo desde finales de junio. Sin embargo, el viernes 17 de julio, los precios se recuperaron un 4,5%, cerrando en 27,81 €/t.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
En AleaSoft se está ofreciendo un nuevo servicio de peritaje técnico para el arbitraje y la mediación asociados a los mercados de electricidad y gas de España y Portugal. Mediante este servicio AleaSoft, como especialista del sector energético, ayuda en la mediación de disputas relacionadas con la terminación anticipada de contratos de suministro energético o PPAs, mediante la evaluación de los daños ocasionados por las caídas de los precios a raíz de la crisis del coronavirus o se presenta como tercera parte neutral en los casos en que se quieran actualizar las condiciones de los contratos teniendo en cuenta las circunstancias actuales del mercado.

Este servicio se une a otras iniciativas llevadas a cabo por AleaSoft desde que comenzó la coronacrisis. Una de estas iniciativas son los webinars que se han ido organizando para analizar la evolución de los mercados de energía en esta situación. El próximo webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” se realizará el 17 de septiembre y en él se tratarán los siguientes temas:

• Evolución de los mercados de energía europeos en la recuperación económica
• Financiación de proyectos de energías renovables

Actualmente se están produciendo rebrotes de la pandemia a nivel mundial. Esta es una situación imprevista, dado que no se esperaban rebrotes importantes durante el verano, sino que la incidencia fuera mayor en el otoño e invierno. Este escenario puede traer movimientos no previstos en los mercados de futuros en el medio plazo, que podrían reaccionar con bajadas. En AleaSoft se han actualizado las curvas de precio a largo plazo para que tengan en cuenta las circunstancias actuales.

La evolución de los principales mercados de electricidad europeos, de combustibles y de CO2 se puede analizar en los observatorios de AleaSoft con datos que se actualizan diariamente, otra de las iniciativas que se han desarrollado desde que comenzó la crisis de la COVID‑19.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/variabilidad-renovables-determina-comportamiento-mercados-electricos-europeos/

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AleaSoft: Los futuros de electricidad europeos al alza empujados por el gas y el CO2

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Los precios de los futuros de electricidad de los principales países europeos han registrado una primera semana de agosto de clara subida con crecimientos que superan el 4% para el Cal-21 en algunos mercados. Esta subida ha sido propiciada por el aumento de precios del gas TTF y de los derechos de emisión de CO2, mientras que el carbón, que registró caídas de precio, pierde peso en los mercados eléctricos europeos. La fotovoltaica continúa con crecimientos importantes respecto a agosto de 2019

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana 32 de 2020 disminuyó un 12% en el mercado italiano y un 1,7% en la península ibérica en comparación con la última semana de julio. En el mercado alemán aumentó un 1,4% mientras que en el mercado francés el aumento fue del 6,8%.

Durante los primeros 9 días de agosto, la producción solar en todos los mercados analizados en AleaSoft fue superior a la registrada en el mismo período de 2019. Los mayores incrementos en la producción se registraron en la península ibérica con un aumento del 38% en España y el 39% en Portugal. En el mercado alemán la producción aumentó un 22% y en el mercado francés un 16%. Por otro lado, el de menor incremento fue el mercado italiano, con una variación de un 0,5%.

Para la semana número 33, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la producción solar alemana debería seguir siendo especialmente alta, ya que una ola de calor hace que las temperaturas se eleven a cerca de 40 °C. En el mercado italiano se espera un incremento de la producción, mientras que, por el contrario, en el mercado español se prevé un descenso de la producción para la semana del 10 de agosto.

Entre el 3 y el 9 de agosto la producción eólica aumentó un 246% en el mercado italiano en comparación con la semana número 32, mientras que, por el contrario, se registraron descensos en las producciones del resto de los mercados analizados por AleaSoft. En el mercado alemán disminuyó un 55%, en el mercado francés, un 38% y en la península ibérica, un 15%.

En el análisis interanual, entre el día 1 y el día 9 de agosto, la producción eólica fue un 53% más alta en el mercado italiano, mientras que en la península ibérica aumentó un 12% y en el mercado francés, un 3,8%. Por el contrario, en el mercado alemán la producción con esta tecnología fue un 4,5% más baja.

Para la semana del lunes 10 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en todos los mercados analizados excepto en el mercado italiano.

Demanda eléctrica
En la primera semana de agosto la demanda eléctrica de los mercados de Europa experimentó tanto ascensos como descensos respecto a la semana del 27 de julio. Los cambios de las temperaturas medias fueron factores influyentes en las variaciones de la demanda, donde esta se comportó en el mismo sentido que la temperatura en la todos los mercados, excepto en el francés. Como previó AleaSoft a finales de la semana del 3 de agosto, la demanda de Italia cayó bruscamente un 15%, debido principalmente al inicio del período vacacional y unas temperaturas medias menos cálidas en 2,1 °C. En Francia y España se registraron disminuciones similares del 5,7% y 5,5% respectivamente. Por su parte, en Portugal la demanda decreció un 2,4%.

En cuanto a las subidas, en Gran Bretaña y Bélgica se registraron recuperaciones del 4,9% y 4,7% en ese orden, ayudados por aumentos de las temperaturas medias de más de 1,0 °C en ambos casos. El mercado alemán fue el de menor variación, de un 0,5%, con temperaturas muy similares que las registradas durante la última semana de julio.

El descenso de la demanda eléctrica de Italia se puede analizar más detalladamente en el observatorio del mercado italiano en AleaSoft, en conjunto con otras variables del mercado.

Las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft indican que para la semana del 10 de agosto la demanda aumentará en la mayoría de los mercados europeos, mientras que en España y Portugal se prevé que disminuya.

Mercados eléctricos
Durante la semana del 3 de agosto los precios de la mayoría de los mercados de electricidad europeos estuvieron entre los 31,79 €/MWh del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y los 37,18 €/MWh del mercado IPEX de Italia. El mercado Nord Pool de los países nórdicos, que presenta un precio completamente distinto al del resto de Europa, se mantuvo bastante estable durante toda la semana con un promedio de 2,25 €/MWh.

En la primera semana de agosto, el mercado con el precio promedio más alto fue, como viene siendo desde hace varias semanas, el mercado italiano, a pesar de registrar una bajada respecto al promedio de la última semana de julio. Por otra parte, el mercado de los países nórdicos continuó siendo el de menor precio, con una diferencia de casi 30 €/MWh respecto al segundo mercado con el menor precio, que fue el mercado EPEX SPOT de Países Bajos.

En comparación con los precios de la semana del 27 de julio, los mercados se comportaron de manera heterogénea. Los precios aumentaron en los mercados N2EX de Gran Bretaña, EPEX SPOT de Alemania, Bélgica y Países Bajos y Nord Pool de los países nórdicos. En estos mercados los incrementos registrados estuvieron entre el 6,9% y el 36%. Por otra parte, en los mercados MIBEL de España y Portugal, EPEX SPOT de Francia e IPEX de Italia los precios descendieron. El mercado italiano fue el que presentó la mayor bajada, del 17%, seguido por el mercado francés con una reducción del 2,3%. El mercado MIBEL de España y Portugal por su parte fue el de menor variación, con bajadas del 0,2% y del 0,3% respectivamente.

En cuanto a los precios diarios, durante la primera semana de agosto los precios en la mayoría de los mercados oscilaron entre los 27 €/MWh y los 39 €/MWh. La excepción fue el mercado italiano, el lunes y el miércoles se obtuvieron precios superiores a los 40 €/MWh, llegando a alcanzar el precio máximo de la semana de 42,05 €/MWh, el 5 de agosto. En cuanto al mercado Nord Pool, los precios diarios durante la mayor parte de la semana se mantuvieron entre los 2,00 €/MWh del martes 4 de agosto y los 2,66 €/MWh del viernes 7 de agosto, la excepción fue el lunes 3 de agosto donde se registró el precio diario más bajo de la semana, de 1,71 €/MWh.

El descenso de los precios en el mercado italiano durante la primera semana de agosto se debió a la alta producción eólica durante ese período en conjunto con una menor demanda, debido a temperaturas un poco menos cálidas que las registradas en la última semana de julio. Esto último fue lo que influyó también en el mercado ibérico. Mientras que, en el mercado francés una menor demanda, juntamente con el incremento de la producción solar fue lo que conllevó a la reducción de los precios. Por otra parte, el aumento de la demanda frente a temperaturas más cálidas fue el factor fundamental que propició el incremento de los precios en el resto de los mercados.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que durante la semana del 10 de agosto los precios medios semanales serán superiores en la mayoría de los mercados eléctricos europeos.

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad europeos para el producto Q4-20 registraron aumentos en todos los mercados analizados en AleaSoft durante la recién concluida semana del 3 de agosto. Analizando las diferencias entre los cierres de las sesiones del 31 de julio y el 7 de agosto, el mercado NASDAQ de los países nórdicos fue el de menor incremento, del 0,4%, mientras que el de mayor variación fue el mercado ICE de la misma región, con un 11%. Esta diferencia tan notable en las variaciones de dos mercados para una misma región se debe a que en la sesión del 31 de julio los precios de los países nórdicos habían quedado muy distanciados entre dichos mercados, estando el mercado ICE más de 1,50 €/MWh por debajo del mercado NASDAQ. Sin embargo, en la sesión del 7 de agosto los precios recuperaron su habitual similitud, distanciándose solo en 0,13 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron incrementos de entre el 7,7% del mercado ICE de Gran Bretaña y el 3,2% del mercado EEX de Alemania.

En cuanto al producto Cal-21 ocurrió una situación muy similar, la subida fue generalizada, aunque con valores más discretos que en el producto trimestral. En el caso de los mercados EEX los incrementos estuvieron entre el 1,8% del mercado español y el 4,0% del mercado británico. En el mercado OMIP de España y Portugal la variación fue del 1,7% en ambos casos. Mientras que, en los mercados ICE de Gran Bretaña, Países Bajos, Bélgica y los países nórdicos los incrementos oscilaron entre el 4,4% y el 1,3%. En el mercado NASDAQ de este último los precios aumentaron un 2,5% respecto a la sesión del 31 de julio.

Brent, combustibles y CO2
En los primeros tres días de la primera semana de agosto, los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de octubre de 2020 en el mercado ICE aumentaron. El miércoles 5 de agosto, se registró un precio de cierre de 45,17 $/bbl, el más alto desde principios de marzo. El jueves y el viernes, los precios descendieron hasta los 44,40 $/bbl del viernes 7 de agosto, lo que representó una disminución del 1,5% respecto al día anterior.

Las preocupaciones de una menor demanda a consecuencia del aumento en el número de contagios de COVID‑19 en conjunto con el estancamiento en las negociaciones entre los partidos de Estados Unidos sobre el paquete de ayuda económica frenaron ligeramente la recuperación de los precios de los futuros de petróleo Brent al final de la semana, aunque la tendencia al alza es clara desde inicios de mayo.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, el lunes 3 de agosto registraron un incremento del 13% respecto al viernes 31 de julio. Ese día el precio de cierre fue de 6,80 €/MWh, el más alto desde la segunda semana de julio. Durante el resto de la semana los precios se mantuvieron por encima de los 7 €/MWh, con una tendencia ascendente la mayor parte de la semana y ligeros descensos del 0,5% y del 0,1% el miércoles y viernes respecto al día anterior. El jueves se alcanzó el precio de cierre de 7,94 €/MWh, el más elevado desde el 21 de abril. El riesgo a una menor oferta debido al cierre de la instalación australiana de GNL por mantenimiento provocó el repunte de los precios.

Por lo que respecta al mercado spot del gas TTF, el lunes 3 de agosto se inició la semana con un precio índice de 5,17 €/MWh. Los días siguientes los precios aumentaron hasta alcanzar el precio índice de referencia del fin de semana de 7,17 €/MWh, el más alto desde inicios de abril. Para este lunes 10 de agosto los precios han continuado aumentado hasta los 7,23 €/MWh.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, durante los primeros cuatro días de la primera semana de agosto se mantuvieron con una tendencia descendente. El lunes 3 de agosto se alcanzó un precio de 52,85 $/t, el más elevado de la semana, pero el resto de días los precios bajaron hasta llegar a los 51,45 $/t del jueves 6 de agosto. El viernes los precios volvieron a ascender hasta los 52,05 $/t.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, la primera semana de agosto tuvieron precios de cierre superiores a los de los mismos días de la última semana de julio y se mantuvieron por encima de los 26 €/t. El martes 4 de agosto se registró el precio de cierre máximo de la semana de 26,84 €/t, el más elevado desde el 23 de julio. Por otra parte, el lunes 3 de agosto se registró el precio de cierre mínimo de la semana, de 26,12 €/t que fue un 4,4% superior al del lunes 27 de julio.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
La serie webinars organizada por AleaSoft sobre “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” consta, de momento, de dos partes: , la primera el 17 de septiembre y la segunda el 29 de octubre. Para estas dos partes, han confirmado su presencia ponentes de Deloitte, Engie, Banco Sabadell y AleaSoft. Durante los webinars se analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía en un momento muy delicado cuando la economía empieza a recuperarse, pero la posibilidad de rebrotes de la pandemia con la reapertura de los colegios continuará acechando y, quien sabe, si incluso impactando con nuevas medidas que restringirán la actividad económica, comercial e industrial.

Teniendo en cuenta la incierta situación actual con rebrotes de la pandemia a nivel mundial y los escenarios más recientes de recuperación de la coronacrisis después de la publicación de los resultados de las economías europeas durante el segundo trimestre, en AleaSoft se han actualizado las curvas de precios a largo plazo de los mercados eléctricos Europeos.

Una herramienta interesante para hacer un seguimiento de la evolución de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y de derechos de emisión de CO2 son los observatorios de AleaSoft. En ellos se encuentran datos que se actualizan diariamente y que se pueden visualizar en una comparativa con las semanas anteriores, para ver su evolución.

Esta serie de webinars también incluirá análisis sobre el estado de la financiación de proyectos renovables en una situación de incertidumbre importante sobre la evolución de los mercados y los precios a medio plazo, y de la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/futuros-electricidad-europeos-alza-empujados-co2/

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Entender la factura de la luz: ¿Mercado libre o mercado regulado?

• El precio de las tarifas del mercado regulado depende mucho de factores externos

• Las tarifas de mercado libre aportan mayor estabilidad en el coste de la electricidad

ROIPRESS / ESPAÑA / ELÉCTRICAS / EXPERTOS - Mercado libre y mercado regulado son términos que en las últimas semanas han cobrado gran importancia. Conocer sobre qué mercado se rige la tarifa de la luz contratada y las ventajas o inconvenientes de cada uno de ellos resulta fundamental para poder elegir la oferta que mejor se adecue en distintos casos. Gana Energía, la comercializadora eléctrica low cost, proporciona las claves de ambos tipos de mercados y qué diferencias tendrá en la factura de la luz.

Mercado libre o Mercado regulado: ¿en qué se diferencian?

Antes de conocer qué consecuencias tiene en el coste de la luz cada tarifa dependiendo de si pertenecen al mercado regulado o, por el contrario, al mercado libre, hay que entender qué es lo que las hace diferentes entre sí.

La gran diferencia entre ambos mercados se basa en quién marca el precio de coste de la electricidad. En el mercado regulado o tarifas con precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), el precio viene dado por la subasta del mercado mayorista de cada día; es decir, por la ley de oferta y demanda del mercado eléctrico, al que hay que sumar los costes impuestos por el Gobierno.

Sin embargo en el mercado libre, cada compañía es responsable de crear y poner precio a sus tarifas, planteando así su propia estrategia comercial. Por esto, las tarifas PVPC tienen un precio distinto cada hora del día por kWh además de regirse por la discriminación horaria, tanto en precio del kilovatio consumido como en la potencia suministrada. En cuanto a las tarifas de mercado libre, las compañías tienen mayor libertad para ofrecer distintas ofertas que puedan adaptarse a los hábitos de consumo del cliente, dando opciones para elegir tarifas a precio fijo, a precio de coste, con discriminación horaria o sin ella.

Otra de las particularidades es la variedad de ofertas que hay en el mercado eléctrico. Mientras que en el mercado libre existen más de 100 comercializadoras operando y ofreciendo sus tarifas, sólo son ocho las compañías que actúan en el mercado regulado.

La tarifa de mercado regulado solo está disponible para suministros con una potencia menor a 10kW, que corresponde a tarifas dirigidas a hogares. Además, estos clientes son los únicos que podrán solicitar y beneficiarse del bono social de luz.

¿Qué tarifas permiten mayor ahorro?

En este caso, ningún tipo de tarifa de mercado libre o mercado regulado es más económica por sí misma; entonces, ¿qué es lo que marca la diferencia?

Las tarifas de mercado regulado oscilan mucho de precio cuando tiene lugar un suceso importante para la sociedad, como pudo ser el caso de la pandemia de la Covid19 o el reciente conflicto entre Rusia y Ucrania. En estos casos, la economía general se ve afectada y repercute en el sector de la electricidad, aumentando el coste del MWh en el mercado mayorista y, por tanto, de las tarifas PVPC. Esto se traduce en que estas tarifas se caracterizan principalmente por tener una mayor inestabilidad en los precios.

Por su parte, las tarifas de mercado libre son mucho más estables y además, gracias a la variedad de tipos de tarifas y compañías, el suministro y el precio pueden adaptarse a las necesidades de cada cliente.

Aun así, desde Gana Energía, siempre se recomienda analizar el consumo y la potencia contratada para saber cuál es la mejor opción para observar un ahorro en la factura.

¿Cómo saber qué tarifa tengo?

•     Consulta el área clientes de la compañía: en el apartado de contratos siempre se encuentra el nombre de la tarifa. Si esta nomenclatura incluye PVPC significa que la tarifa pertenece al mercado regulado.

•     En la factura de la luz: al igual que en el punto anterior, si en la sección donde se desarrolla el tipo de contrato o los datos de este aparece PVPC la tarifa será del mercado regulado.

•     Si la comercializadora que gestiona la tarifa contratada es una de las ocho que operan en el mercado regulado.

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