AleaSoft: Los precios de los mercados europeos, de gas y CO2 siguen subiendo y marcando máximos históricos

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En la semana del 28 de junio subieron los precios de los mercados eléctricos europeos, registrándose valores semanales por encima de 87 €/MWh en casi todos. En Reino Unido e Italia gran parte de los días los precios superaron los 100 €/MWh y se produjeron máximos diarios desde al menos 2015 en los mercados IPEX y MIBEL. La demanda eléctrica aumentó en la mayoría de mercados, lo que se sumó a los precios récord alcanzados en los mercados de gas y CO2 como causas de las subidas en los mercados eléctricos

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana del 28 de junio aumentó un 9,1% en la península ibérica en comparación con la semana precedente. Sin embargo en el mercado alemán la producción se redujo un 9,3%, mientras que en los mercados de Francia e Italia la caída fue de un 1,7% y un 0,8% respectivamente.

Para la semana que comienza el 5 de julio, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma aumentará en el mercado de italiano, pero se espera una reducción en el mercado de España y poca variación en el mercado alemán.

Durante la semana del 28 de junio al 4 de julio, la producción eólica aumentó un 49% en el mercado italiano y un 39% en el mercado alemán en comparación con la semana anterior. Por el contrario, en los mercados de España, Portugal y Francia la producción cayó entre un 17% y un 29%.

Para la semana del 5 de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la producción con esta tecnología será mayor a la registrada la semana anterior en el mercado francés y en la península ibérica. Por otra parte se espera una reducción de la producción en el mercado italiano y poca variación en el mercado alemán.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se recuperó en la mayoría de mercados eléctricos de Europa durante la semana del 28 de junio. Como indicaban las previsiones de demanda de AleaSoft en el reporte realizado el 28 de junio, el aumento de las temperaturas medias fue el factor que más influyó en estos ascensos de la demanda. Las temperaturas medias registraron subidas que llegaron hasta 2,2 °C en España y Gran Bretaña.

En cuanto a la demanda, el mayor incremento fue el del mercado español, donde la subida del 6,2% estuvo favorecida también por el efecto del festivo de San Juan el 24 de junio, durante la semana precedente. Corrigiendo este efecto, el ascenso en España fue del 5,4%. En el resto de mercados los aumentos estuvieron entre el 0,3% y el 2,0%, con excepción del mercado italiano donde hubo una disminución del 1,7%.

Para la semana del 5 de julio, se espera que la demanda ascienda en España y Portugal y que mantenga valores similares o inferiores en el resto de mercados de Europa, según las previsiones de demanda de AleaSoft.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 28 de junio los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. La mayor subida de precios, del 23%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el menor aumento fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 7,0%, seguido por los incrementos del mercado N2EX del Reino Unido y del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 7,4% y el 7,6% respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 9,6% del mercado IPEX de Italia y el 12% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la primera semana de julio el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX, de 106,08 €/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX, de 103,55 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 51,99 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 87,94 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 91,39 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.

Durante la semana del 28 de junio los precios diarios superaron los 100 €/MWh todos los días en el mercado británico y la mayoría de ellos en el mercado italiano. En el caso del mercado IPEX, el día 29 de junio se alcanzó un precio de 112,11 €/MWh, que fue el más alto de este mercado desde julio de 2015. Por otra parte, en el caso del mercado MIBEL, el viernes 2 de julio se alcanzó un precio diario de 99,80 €/MWh, que es el segundo más alto de su historia.

El aumento de la demanda en la mayoría de los mercados eléctricos europeos favoreció el incremento de los precios de la electricidad en la primera semana de julio. Además, los elevados precios del gas, el carbón y de los derechos de emisión de CO2 continuaron ejerciendo su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción eólica en Francia, España y Portugal también contribuyó al incremento de precios en estos mercados.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que durante la semana del 5 de julio los precios podrían descender ligeramente en la mayoría de los mercados europeos. No obstante, el incremento de la demanda y el descenso de la producción solar podrían favorecer que los precios continuaran aumentando en el mercado ibérico.

Futuros de electricidad
Durante la primera semana de julio los precios de los futuros de electricidad para el último trimestre de 2021 subieron en casi todos los mercados de futuros europeos analizados en AleaSoft. Los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos fueron la excepción, con bajadas del 1,8% y del 3,0% respectivamente. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 7,2% marcado en el mercado EEX de Reino Unido y el 10% del mismo mercado para España.

En cuanto al producto del año 2022, el comportamiento de los precios fue similar. Subidas en todos los mercados excepto en los de la región nórdica, donde las bajadas fueron del 1,4% en el mercado ICE y del 1,9% en el mercado NASDAQ. Nuevamente el mercado EEX de España fue el de mayor subida, con un 8,7% de incremento y seguido de cerca por el mercado OMIP de Portugal con un 8,5%. También repite el mercado EEX de Reino Unido como el de menor subida, con un aumento del 3,9%.

Brent, combustibles y CO2
El lunes 28 de junio los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2021 en el mercado ICE registraron un precio de cierre de 74,14 $/bbl. Este precio fue un 1,6% menor al de la última sesión de la semana anterior. Sin embargo, el resto de la semana los precios aumentaron. Como resultado, el viernes 2 de julio se alcanzó un precio de cierre de 76,17 $/bbl, el cual fue un 1,0% mayor al del viernes anterior y el más alto de los últimos dos años.

La demanda sigue recuperándose favorecida por el incremento de la movilidad, lo que ejerce su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Por otra parte, no se alcanzó un acuerdo sobre el incremento de producción para los próximos meses en la reunión de la OPEP+ de la primera semana de julio. Por este motivo, las negociaciones continuarán en la semana del 5 de julio. El bloqueo en las negociaciones se produjo debido a la exigencia por parte de los Emiratos Árabes Unidos de que se incrementase su cuota de producción nacional, reflejando una mayor capacidad productora, a lo que el resto de países se negó. Como respuesta, los Emiratos Árabes Unidos bloquearon la propuesta de acuerdo de Rusia y Arabia Saudí. Un acuerdo de la OPEP+ para incrementar su producción junto con un posible levantamiento de las sanciones a las exportaciones de crudo de Irán limitarían el incremento de los precios en los próximos meses.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2021, durante la primera semana de julio fueron superiores a los de la semana anterior, registrando aumentos la mayoría de los días. El precio de cierre máximo de la semana, de 36,14 €/MWh, se alcanzó el jueves 1 de julio. Este precio fue un 14% superior al del jueves anterior y el más elevado de los últimos dos años. El viernes los precios retrocedieron ligeramente hasta los 35,83 €/MWh. Pero el lunes 5 de julio los futuros para el mes de agosto se estuvieron negociando de nuevo por encima de los 36 €/MWh.

Por lo que respecta a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, durante la semana del 28 junio aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 57,65 €/t el jueves 1 de julio. Este precio fue un 4,6% mayor al del jueves anterior y el más alto de la historia. Sin embargo, el viernes se produjo un ligero descenso hasta los 57,35 €/t.

Los elevados precios del gas combinados con las filtraciones a la prensa sobre las propuestas de la Comisión Europea respecto a las políticas para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones en los próximos años favorecieron el incremento de los precios de los derechos de emisión durante la primera semana de julio.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
En AleaSoft se está haciendo una promoción especial de los informes de previsiones de curvas de precios de largo plazo de los mercados europeos, teniendo en cuenta la subida de los precios del CO2 y del gas. Una de las características que diferencia a estas previsiones de las de otros proveedores es que son horarias para todo el horizonte de 30 años. Esto es de gran utilidad para calcular la rentabilidad de las inversiones en las nuevas tecnologías renovables y en los PPA a la hora de definir la mejor estructura de precios. Además, las previsiones incluyen las bandas de confianza correspondientes al P15 y P85, obtenidas usando una métrica probabilística. Estas bandas permiten cuantificar el riesgo o probabilidad de que el precio fluctúe por encima o por debajo de un valor.

El próximo webinar de AleaSoft se realizará el 15 de julio. En esta ocasión se hará el cierre semestral de los mercados eléctricos europeos. Además de los mercados que habitualmente se analizan en estos webinars mensuales, también se analizarán otros que pueden generar oportunidades para los agentes del sector, como los de Polonia, Grecia, Rumanía, Serbia. Asimismo se hará el análisis de las perspectivas de los mercados de energía para el segundo semestre del año y se explicará la visión de futuro de AleaSoft sobre el papel del hidrógeno verde en la descarbonización de la industria y el transporte.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-europeos-gas-co2-siguen-subiendo-marcando-maximos-historicos/

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AleaSoft: Los mercados europeos iniciaron septiembre con subidas de precios por las renovables y el gas

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Los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaron de forma generalizada en la primera semana de septiembre respecto a la semana anterior. Entre las causas se encuentran el descenso de la producción eólica en todos los mercados, también de la solar en algunos, la recuperación de los precios del gas, los altos precios del CO2 y una menor disponibilidad nuclear en Francia. Los precios de los futuros del petróleo Brent bajaron de los 43 $/bbl, algo que no pasaba desde principios de julio

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la primera semana de septiembre la producción solar disminuyó un 7,7% en el mercado español, un 5,8% en el mercado italiano y un 4,3% en el mercado portugués, respecto a lo producido en la semana del 24 de agosto. Por el contrario, en el mercado francés aumentó un 16% y en el alemán un 6,4%.

En el transcurso de los primeros seis días de septiembre se registró un aumento de la producción solar en la península ibérica del 47%, en comparación con los mismos días de 2019. En el mercado italiano la producción aumentó durante este período un 29% mientras que en el mercado francés aumentó un 13%. De todos los mercados analizados en AleaSoft, en el único donde se registró una reducción de la producción fue en el mercado alemán, en el que se descendió un 3,4% durante los seis primeros días del mes.

Para la segunda semana de septiembre las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirá la producción en España e Italia, mientras que se espera un incremento en el mercado alemán en comparación con los valores registrados en la semana del 31 de agosto.

Durante la semana que comenzó el 31 de agosto, la producción eólica disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. En los mercados de Francia y Portugal los descensos fueron de un 58% y un 52% respectivamente. En el mercado alemán la producción disminuyó un 45% y en el mercado italiano un 26%. La menor variación se registró en el mercado español y fue de un -1,6%.

En el análisis interanual, durante los primeros seis días de septiembre, la producción eólica también disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft. En este caso la mayor reducción fue del 53% y se registró en el mercado portugués. En el mercado francés la producción cayó un 33%, en los mercados español y alemán un 30% en cada caso y en el mercado italiano un 15%.

Para la semana en curso, que comenzó el 7 de septiembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en Alemania, Portugal y España. Por el contrario se espera que en los mercados italiano y francés se reduzca en comparación con la semana anterior.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se comportó de forma heterogénea en los mercados de Europa durante la semana del 31 de agosto. Las temperaturas medias bajaron respecto a las de la semana anterior 3,6 °C en Italia y 1.8 °C en España, lo que favoreció los descensos de la demanda de 3,1% y 5,1% respectivamente. En los mercados de Gran Bretaña y Alemania la demanda se mantuvo similar a la de la semana del 24 de agosto. Por otro lado, hubo incrementos de la demanda por debajo del 2% en los mercados de Francia, Portugal y Bélgica.

Este comportamiento de la demanda se puede analizar en los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft, que cuentan con visualizaciones de datos horarios, diarios y semanales.

Para la semana del 7 de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la demanda descenderá en la mayoría de mercados europeos.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 31 de agosto los precios continuaron con la tendencia ascendente y fueron superiores a los de la semana anterior en todos los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado con la mayor subida de precios, del 41%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un incremento del 17%. En cambio, los mercados donde el precio subió menos fueron el mercado N2EX de Gran Bretaña y el mercado IPEX de Italia, con incrementos del 4,0% y el 4,1% respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 7,6% del mercado MIBEL de España y el 15% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

La semana del 31 de agosto todos los mercados eléctricos europeos analizados alcanzaron promedios semanales superiores a los 40 €/MWh, excepto el mercado Nord Pool. Este fue el mercado con el precio promedio más bajo, de 22,70 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 41,26 €/MWh del mercado portugués y los 47,86 €/MWh del mercado británico.

Desde el lunes 31 de agosto hasta el jueves 3 de septiembre, los precios diarios de todos los mercados eléctricos, excepto el mercado Nord Pool, se mantuvieron por encima de los 40 €/MWh. Además, en la primera semana de septiembre, se alcanzaron precios diarios superiores a 50 €/MWh en casi todos los mercados, con la excepción de los mercados MIBEL y Nord Pool. El precio diario más elevado de la semana, de 55,87 €/MWh, se alcanzó el día 31 de agosto en el mercado británico.

Los primeros días de la semana del 31 de agosto, los precios de los mercados eléctricos estuvieron muy acoplados, excepto los de los mercados MIBEL y Nord Pool, que fueron inferiores. En cambio, los últimos días de la semana, el comportamiento del mercado británico también se separó de la tendencia general del resto de los mercados, siendo el único mercado que mantuvo precios diarios superiores a 40 €/MWh.

El descenso generalizado de la producción eólica y de la producción solar, en este caso en el sur de Europa, junto con la recuperación de los precios del gas, favorecieron los aumentos de precios de los mercados eléctricos europeos de la semana del 31 de agosto. Otros factores que ayudaron en esta subida fueron la menor disponibilidad nuclear francesa y los precios del CO2, que continuaron con valores superiores a 27 €/t.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 7 de septiembre los precios podrían descender en la mayoría de los mercados europeos influenciados por el aumento de la producción renovable.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 31 de agosto los mercados de futuros de electricidad europeos registraron comportamientos heterogéneos para el producto del próximo trimestre. Por una parte, en los mercados EEX de Francia e Italia, ICE de Bélgica y los países nórdicos, junto al mercado NASDAQ también de los países nórdicos, aumentaron los precios respecto al cierre de la semana anterior del 24 de agosto. De todos los mencionados, el mercado ICE de los países nórdicos fue el de mayor incremento porcentual, con un 4,2% de diferencia. Sin embargo, como ya ha sucedido en otras ocasiones, el alto incremento porcentual se debe fundamentalmente a que los precios de este mercado son considerablemente menores que los del resto de mercados, pues en términos absolutos, el mercado EEX de Francia fue el de mayor incremento, de 1,28 €/MWh. En el resto de mercados analizados en AleaSoft los descensos no sobrepasaron el 1%, salvo en el caso del mercado EEX de Alemania que registró la mayor disminución de la semana, con un 1,6% de bajada.

El producto del año calendario 2021 tuvo un comportamiento similar, aunque más marcado a la baja en general. En este caso solamente aumentaron los precios en el mercado EEX de Francia y la región nórdica, tanto en el mercado ICE como en NASDAQ. En el resto de mercados se registraron bajadas que varían entre el 0,3% del mercado EEX de España y el 1,8% del mismo mercado de Gran Bretaña. En este producto, los mercados británico y alemán fueron los únicos en los que las bajadas fueron superiores al 1%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE, todos los días de la semana del 31 de agosto, tuvieron precios inferiores a los de los mismos días de la semana del 24 de agosto. El precio de cierre máximo de la semana, de 45,58 $/bbl, se alcanzó el martes 1 de septiembre. Mientras que el precio de cierre mínimo, de 42,66 $/bbl, se registró el viernes 4 de septiembre. Este precio fue un 6,9% inferior al del viernes 28 de agosto y el más bajo desde principios de julio.

Durante la primera semana de septiembre, la preocupación por la evolución de la demanda ante el incremento de casos de COVID‑19 continuó ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. A esto se sumó el fortalecimiento del dólar, favoreciendo también el descenso de los precios. Aunque el descenso de producción que hubo en América debido a los huracanes Marco y Laura compensó parcialmente estas influencias.

La segunda semana de septiembre se inicia con noticias sobre recortes de precios por parte de Arabia Saudí a sus clientes de Asia. Esto junto con la recuperación de los niveles de producción en América puede favorecer que los precios continúen descendiendo en los próximos días.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, la primera semana de septiembre se mantuvieron por encima de los 11 €/MWh. El precio de cierre máximo de la semana, de 11,73 €/MWh, se alcanzó el jueves 3 de septiembre. Este valor es un 14% superior al del jueves anterior, 27 de agosto. Además, es el más elevado desde la segunda quincena de febrero.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, la primera semana de septiembre los precios tuvieron una tendencia, en general, ascendente, pasando de los 9,63 €/MWh del lunes 31 de agosto a los 11,51 €/MWh del fin de semana del 5 y el 6 de septiembre. Este precio índice alcanzado el fin de semana es el más elevado desde la primera quincena de enero.

Por otra parte, los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020 iniciaron la primera semana de septiembre con aumentos de precios. Como consecuencia, el martes 1 de septiembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 53,75 $/t. Este precio fue un 9,1% superior al del martes 25 de agosto y el más alto desde principios de agosto. Sin embargo, los descensos de días posteriores llevaron a registrar un precio de cierre de 52,30 $/t el viernes 4 de septiembre, el cual fue un 0,9% inferior al del viernes de la semana anterior.

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, durante la primera semana de septiembre oscilaron tomando valores entre los 28,74 €/t del jueves 3 de septiembre y los 27,35 €/t del viernes 4 de septiembre.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
El próximo 17 de septiembre se realizará la primera parte de la serie de webinars “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” que se está organizando en AleaSoft. Los temas a tratar serán la evolución de los mercados de energía en la recuperación económica, la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. Todos estos temas se están viendo afectados por la incertidumbre que está generando el aumento de los casos de COVID‑19, que se teme que puedan continuar incrementándose con el regreso presencial a las aulas y con la llegada del otoño, y que hacen difícil prever cuándo y cómo se producirá la salida de la coronacrisis. El 29 de octubre se realizará la segunda parte de esta serie de webinars en la que se analizará la evolución de los mercados y se profundizará en todos estos temas. En la serie de webinars se contará con ponentes de Deloitte, Engie, Banco Sabadell y AleaSoft.

Las curvas de precios de los mercados eléctricos europeos de AleaSoft se actualizan periódicamente con los datos más actualizados de crecimiento de la economía y teniendo en cuenta los escenarios más recientes de recuperación de la crisis económica.

Para analizar la evolución de los mercados de energía, en la web de AleaSoft se han habilitado los observatorios. Esta herramienta incluye gráficos que se generan con datos actualizados diariamente de las principales variables de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y de derechos de emisión de CO2.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/mercados-electricos-europeos-comenzaron-septiembre-subidas-precios-renovables-gas/

Fuente Comunicae

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AleaSoft: Precios negativos en algunos mercados durante el primer fin de semana de julio por la eólica

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Gran parte de los mercados eléctricos del centro y norte de Europa registraron precios horarios negativos durante el primer fin de semana de julio por el aumento de la producción eólica. En Alemania el promedio del día 5 fue de 15,34 €/MWh, el más bajo desde finales de mayo. En el mercado Nord Pool, ese mismo día el promedio fue de 0,72 €/MWh, el menor valor diario al menos desde 2011. Esta semana se espera que la producción eólica baje en la mayoría de mercados por lo que los precios se recuperarán

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La semana del 29 de junio al 5 de julio, la producción solar disminuyó en los mercados de Alemania, Francia e Italia en comparación con la semana del 22 de junio. En el mercado alemán la reducción de la producción fue de un 18% mientras que en el francés y el italiano de un 15% y un 4,6% respectivamente. Por el contrario, en los mercados de la península ibérica la producción aumentó, un 7,2% en el portugués y un 5,4% en el español.

En los primeros cinco días de julio también disminuyó la producción solar en Alemania y Francia en comparación con los mismos días de julio de 2019. En el caso del mercado alemán disminuyó un 11% y en el mercado de francés un 5,1%. En el extremo contrario, en el mercado español la producción solar, que incluye a la fotovoltaica y la termosolar, aumentó un 75% durante ese período. En el caso del mercado portugués aumentó un 37% y en el italiano un 6,1%.

Para la semana del 6 de julio las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso en el mercado español. Por el contrario, se prevé que aumente en el mercado italiano y el alemán.

La semana de final de junio e inicio de julio, concluyó con un aumento generalizado de la producción eólica en comparación con la cuarta semana de junio. En el mercado alemán aumentó más del doble de lo que se había producido la semana anterior, mientras que en el francés la producción creció cerca de un 47%. En el resto de los mercados la producción con esta tecnología aumentó entre un 13% y un 14%.

En el análisis interanual, en lo que va del mes de julio, la producción eólica fue también más alta en todos los mercados analizados en AleaSoft. La mayor diferencia entre estos períodos se registró en el mercado italiano en el que la producción creció un 245%. En los mercados de Portugal y Francia los incrementos fueron también elevados durante estos cinco primeros días. En el mercado portugués la producción se incrementó un 89%, mientras que en el mercado francés el aumento fue del 85%. Por otro lado, en Alemania y España los crecimientos fueron del 14% y 10% respectivamente.

Para esta semana las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento en los mercados ibéricos. Por el contrario en los mercados de Alemania, Francia e Italia se espera una reducción de la producción en comparación con la semana del 29 de junio.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se incrementó en la mayoría de los mercados durante la semana del 29 de junio respecto a la cuarta semana de junio. En España e Italia continuó recuperándose por tercera y cuarta semana consecutiva respectivamente, registrando ascensos del 6,3% y 7,0% en ese orden. Uno de los factores influyentes en la subida de España fue el efecto del festivo del 24 de junio en algunas regiones, que al corregirse resulta en un aumento del 5,4%. Otros de los ascensos registrados en la demanda fueron del 3,4% en Gran Bretaña, del 1,6% en Portugal y del 1,4% en Alemania. En Bélgica, Países Bajos y Francia hubo descensos del 2,7%, 2,2% y 0,3% respectivamente.

La evolución ascendente de la demanda de España e Italia durante las últimas semanas se puede analizar desde los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft, en conjunto con otras variables del mercado eléctrico.

Para la semana del 6 de julio, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que en la mayoría de mercados la demanda cerrará con valores similares a los de la semana anterior y se espera que disminuya en el caso de Gran Bretaña. En algunos países europeos se ha empezado a poner en cuarentena a algunas regiones por la aparición de rebrotes de la COVID‑19, lo cual pudiera afectar a la demanda eléctrica.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 29 de junio los precios descendieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados respecto a los de la semana del 22 de junio. La excepción fue el mercado IPEX de Italia donde se produjo un incremento del 11%. Por otra parte, el mercado con la mayor caída de precios, del 44%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un descenso del 28%. Mientras que el mercado donde el precio bajó menos, un 1,3%, fue el mercado MIBEL de España, seguido por el de Portugal, con un descenso del 1,4%. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 6,7% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 16% del mercado EPEX SPOT de Bélgica. Estos descensos de precios estuvieron relacionados con el incremento generalizado de la producción eólica en Europa, fundamentalmente hacia el final de la semana cuando se produjeron precios negativos en algunos mercados por esta razón.

La semana del 29 de junio, el mercado con el precio promedio más bajo, de 1,84 €/MWh, fue el mercado de los países nórdicos. Mientras que el mercado con el precio promedio más elevado, de 36,50 €/MWh, fue el mercado italiano, seguido por el mercado español y el portugués, con 33,77 €/MWh y 33,76 €/MWh respectivamente. En el resto de los mercados se alcanzaron precios promedio de entre los 21,73 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 28,47 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia.

En cuanto a los precios diarios, los más bajos de la semana pasada se alcanzaron el domingo 5 de julio. Ese día los elevados niveles de producción eólica, combinados con el descenso de demanda del fin de semana, permitieron que los precios se desplomasen en la mayoría de los mercados europeos. En el mercado alemán se alcanzó un precio diario negativo de ‑15,34 €/MWh, el más bajo desde finales de mayo. En el mercado Nord Pool, el precio diario fue de 0,72 €/MWh, el más bajo en este mercado al menos desde el 2011. En este mercado, además de la producción eólica, la producción hidroeléctrica también fue elevada debido al deshielo. Otros mercados con los precios diarios bajos fueron los mercados N2EX y EPEX SPOT de Francia, Países Bajos y Bélgica, con precios de 2,95 €/MWh, 3,19 €/MWh, 2,39 €/MWh y 2,14 €/MWh respectivamente. En cambio, en los mercados IPEX y MIBEL, pese al descenso, los precios fueron superiores a los 20 €/MWh, concretamente de 25,86 €/MWh en el mercado MIBEL y de 23,39 €/MWh en el mercado IPEX.

Por otra parte, durante la semana analizada se alcanzaron precios horarios negativos en algunos mercados europeos. El lunes 29 de junio, los mercados británico e irlandés presentaron precios horarios negativos, siendo en ambos mercados el más bajo durante la hora 6, de ‑19,56 €/MWh y ‑20,00 €/MWh respectivamente. Mientras que el martes 30 de junio fue en Dinamarca donde se alcanzó un precio horario negativo. El sábado 4 de julio el mercado alemán y el danés tuvieron precios horarios negativos, en la hora 14. El domingo 5 de julio se alcanzaron precios horarios negativos en Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, Francia, Gran Bretaña, Irlanda, los Países Bajos y Suiza. Mientras que, el lunes 6 de julio, los mercados con precios horarios negativos fueron los de Bélgica, Dinamarca, Finlandia, Gran Bretaña, Irlanda, los Países Bajos y Suecia. Este día también hubo un precio horario negativo de ‑0,09 €/MWh en los mercados de Estonia, Letonia, Lituania y en tres zonas de Noruega. En estos últimos casos, fue la primera vez en alcanzarse precios inferiores a 0 €/MWh en estos mercados como mínimo desde el año 2013.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que esta semana del 6 de julio los precios aumentarán en la mayoría de los mercados EPEX SPOT, debido al descenso en la producción eólica. En cambio, en el mercado MIBEL, donde la producción eólica seguirá aumentado, se espera que los precios desciendan. También se esperan descensos de precios en Italia, donde aumentará la producción solar.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 29 de junio, los precios de los futuros de electricidad para el cuarto trimestre de 2020 tuvieron un comportamiento heterogéneo en los mercados analizados en AleaSoft, aunque predominaron los incrementos. Los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos redujeron su precio cerca de un 12% en la sesión del 3 de julio respecto a la del viernes 26 de junio. En el mercado ICE de Bélgica también disminuyeron los precios en un 2,7%, siendo el de menor descenso. Lo más destacable fue la caída que registró el mercado EEX de Francia durante la sesión del 3 de julio. La diferencia entre el cierre de las dos últimas semanas representó una bajada de más de 6 €/MWh, lo que significó una variación del ‑10% de su precio.

En el caso del producto del año calendario 2021, los precios tuvieron un comportamiento similar, aunque con variaciones más moderadas. En la gran mayoría de mercados hubo un aumento de los precios, del cual fueron la excepción el mercado EEX de Francia y los mercados NASDAQ e ICE de los países nórdicos con bajadas del 1,6%, 6,2% y 6,5% respectivamente. Para este producto anual, el mercado ICE de Bélgica no registró reducción de su precio, pero fue el de menor incremento de los mercados analizados, de un 0,2%.

De dicha semana cabe destacar que en el mercado de futuros ibéricos OMIP se registró la primera compraventa de electricidad a 10 años, pocos días después de que estos productos a largo plazo empezaran a estar disponibles. El volumen negociado fue de tan solo 3 MWh base entre 2021 y 2030, pero que acumulados suponen cerca de 263 GWh en diez años.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2020 en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre máximo de la semana pasada el jueves 2 de julio, de 43,14 $/bbl. Este precio fue un 4,9% superior al del jueves 25 de junio y el más elevado desde principios de marzo. El viernes, el precio descendió hasta los 42,80 $/bbl, pero todavía fue un 4,6% mayor al del viernes de la semana anterior.

El cumplimiento de los compromisos sobre los recortes de producción por parte de los países miembros de la OPEP+ y el descenso de las reservas de crudo de Estados Unidos favorecieron la recuperación de los precios. Pero el incremento de los contagios por la COVID‑19, especialmente en Estados Unidos, hace temer un descenso de la demanda que frene la recuperación de los precios.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020 iniciaron la semana del 29 de junio con aumentos hasta alcanzar el precio de cierre máximo de la semana, de 6,16 €/MWh, el martes 30 de junio. Este precio fue el más elevado desde la primera quincena de mayo. Pero el miércoles 1 de julio el precio de cierre retrocedió un 4,9% hasta los 5,86 €/MWh. Posteriormente, los precios recuperaron la tendencia ascendente y el viernes 3 de julio el precio de cierre fue de 6,03 €/MWh, un 9,7% superior al del viernes 26 de junio.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, iniciaron la semana pasada con una tendencia ascendente hasta alcanzar el miércoles 1 de julio un precio índice de 5,85 €/MWh, el más alto desde finales de abril. Pero, luego los precios descendieron hasta los 5,05 €/MWh del fin de semana. Este lunes 6 de julio, el precio índice se recuperó hasta los 5,21 €/MWh.

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 del 29 de junio se mantuvieron por encima de los 50 $/t. El precio de cierre mínimo de la semana, correspondiente al miércoles 1 de julio, fue de 50,90 $/t y fue un 3,1% superior al del miércoles anterior. Mientras que el precio de cierre máximo fue de 52,00 $/t y se alcanzó el jueves 2 de julio. Este precio fue un 4,6% más elevado que el del mismo día de la semana del 22 de junio y el más alto desde finales de marzo.

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, la semana del 29 de junio, aumentaron todos los días respecto al día anterior, con excepción del jueves 2 de julio cuando disminuyó un 1,2%. Como consecuencia, el viernes 3 de julio se alcanzó un precio de cierre de 27,90 €/t. Este precio fue un 13% superior al del viernes anterior y el más elevado desde la primera mitad de agosto de 2019.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
La demanda y los precios de los mercados eléctricos europeos se hundieron en el primer semestre del año alcanzando mínimos históricos debido a la crisis del coronavirus. En la medida en que los distintos países han ido suavizando las restricciones para contener la pandemia, la demanda eléctrica y los precios del Brent, gas y CO2 han comenzado a recuperarse, lo que ha provocado que los precios de los mercados eléctricos comiencen la senda de la recuperación. La aprobación del Real Decreto-ley 23/2020 es otra buena noticia para el sector de las energías renovables en España, pues incluye medidas para la reactivación de la economía que suponen un impulso para su desarrollo. Estas buenas noticias no se limitan solo a España, pues en Portugal se realizará en agosto la próxima subasta de capacidad solar, que se debía haber celebrado en marzo pero que tuvo que ser aplazada por la crisis del coronavirus. En este contexto, resulta de gran utilidad contar con previsiones de precio a largo plazo que tengan en cuenta los escenarios de recuperación.

La evolución de los mercados de energía y la financiación de los proyectos de energías renovables se han ido analizando en los webinars que se han organizado en AleaSoft desde que la pandemia llegara a Europa. Después del verano se actualizará este análisis en un nuevo webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica”, el día 17 de septiembre. También se pondrá el foco en las perspectivas futuras ante las previsiones pesimistas de crecimiento de la economía y ante la posibilidad de que, con la llegada del otoño e invierno y el comienzo del curso escolar de forma presencial, puedan producirse nuevos brotes que hagan necesario endurecer nuevamente las medidas de contención, con las implicaciones que esto tiene para la demanda y los precios de los mercados de energía.

En los observatorios de mercados de energía de AleaSoft también se puede hacer un seguimiento de la evolución de los mismos con datos actualizados diariamente. Los observatorios incluyen las variables principales de los mercados, las cuales pueden ser visualizadas mediante gráficos comparativos de las últimas semanas.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-negativos-algunos-mercados-europeos-primer-fin-de-semana-julio-eolica/

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AleaSoft: Los precios de los mercados eléctricos europeos aumentan por las altas temperaturas

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Los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos subieron en la segunda semana de agosto por la ola de calor que sufrió gran parte del continente y que provocó un aumento de la demanda en diversos mercados. La recuperación de los precios del gas y el descenso de la producción renovable en algunos mercados también favoreció esta tendencia. En la tercera semana del mes se espera que las temperaturas sean menos cálidas propiciando el descenso de los precios de gran parte de los mercados

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana que comenzó el 10 de agosto disminuyó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft. En el mercado francés bajó un 20%, mientras que en el mercado alemán se redujo un 13% y en la península ibérica un 6,0%. La excepción fue el mercado italiano en el que la producción se incrementó un 12%.

En el análisis interanual, durante los primeros 16 días de agosto, la producción solar fue más alta en todos los mercados. Los mayores incrementos se registraron en la península ibérica con un aumento del 31% en España y del 26% en Portugal. Por otra parte, la menor variación se registró en el mercado italiano, la cual fue de un 5,0%. En el mercado alemán la producción creció un 20% durante este período y en el francés un 12%.

Para la semana que comenzó el lunes 17 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la producción solar disminuirá en la mayoría de mercados.

Durante la segunda semana de agosto, la producción eólica aumentó un 64% en el mercado alemán mientras que, por el contrario, disminuyó esa misma cantidad en el mercado italiano en comparación con la semana del 3 de agosto. En los mercados de Francia y España la producción disminuyó un 16% y un 5,2% respectivamente, mientras que en el mercado portugués la producción con esta tecnología se incrementó un 14%.

Del 1 al 16 de agosto, la producción eólica disminuyó entre un 36% y un 28% en los mercados de Francia, Alemania y Portugal en comparación con los mismos días de 2019. Por el contrario, en el mercado español aumentó un 20% y en el mercado italiano un 11%.

Para la tercera semana de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en la mayoría de los mercados analizados.

Demanda eléctrica
La ola de calor provocó subidas importantes de la demanda durante la semana del 10 de agosto respecto a la primera semana del mes en algunos mercados de Europa. Los ascensos en los mercados de Bélgica, Gran Bretaña y Alemania fueron del 8,0%, 7,9% y 5,3% respectivamente. Un caso particular fue Francia, que a pesar de las altas temperaturas y presentar una tendencia ascendente durante los tres primeros días de la semana, finalizó con un descenso del 0,7% respecto a la semana del 3 de agosto, debido al festivo del Día de la Asunción de la Virgen que se celebró el 15 de agosto. En otros mercados europeos, la disminución de la actividad laboral en el período vacacional de agosto contribuyó a la caída de la demanda. Tales fueron los casos de Portugal, Italia y España, que registraron descensos del 7,9%, 7,4% y 6,9% respectivamente.

La tendencia de la demanda y otras variables de interés de los mercados eléctricos europeos se puede analizar en los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft.

Para la semana actual, las previsiones de demanda AleaSoft pronostican una disminución de la demanda en la mayoría de los mercados debido a temperaturas menos cálidas en gran parte de Europa.

Mercados eléctricos europeos
Durante la semana del 10 de agosto los precios de los mercados de electricidad europeos mantuvieron un comportamiento relativamente estable. Dejando a un lado el mercado Nord Pool de los países nórdicos, donde los precios se mantuvieron por debajo de los 10 €/MWh, en el resto de mercados los precios de lunes a viernes estuvieron entre los 34,45 €/MWh del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y los 40,98 €/MWh del mercado IPEX de Italia. Los días del fin de semana, los precios bajaron debido a la menor demanda y se situaron entre los 30,22 €/MWh del mercado de los Países Bajos y los 38,08 €/MWh del mercado N2EX de Gran Bretaña.

En cuanto al precio promedio semanal, el mercado británico encabezó la lista de los mercados con los precios más altos del período, entre los que se encuentran habitualmente el mercado IPEX de Italia y el mercado MIBEL de España y Portugal. Con un precio semanal de 40,02 €/MWh, este mercado desplazó al mercado italiano de su habitual posición, el cual quedó en segundo lugar con un precio promedio de 38,84 €/MWh. El mercado EPEX SPOT de Bélgica, que habitualmente pertenece a los mercados con los precios más bajos, ocupó la tercera posición en la lista de mercados con los precios más altos, al promediar 37,28 €/MWh durante la segunda semana de agosto. En cuanto a los mercados con los precios más bajos, donde se encuentran el mercado Nord Pool y todos los mercados EPEX SPOT, el mercado de los países nórdicos continuó siendo el de menor precio que, a pesar de que aumentó hasta los 6,53 €/MWh, mantuvo una diferencia de más de 15 €/MWh respecto al siguiente mercado con precios más bajos, que en este caso fue el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, con un precio promedio semanal de 33,24 €/MWh.

Los precios durante la segunda semana de agosto aumentaron en la mayoría de los mercados europeos respecto a los valores de la semana del 3 de agosto. El mercado MIBEL de España y Portugal fue el único que terminó la semana del 10 de agosto con precios inferiores a los de la primera semana de agosto. El mayor incremento se registró en el mercado EPEX SPOT de Bélgica, que terminó la semana con un precio promedio semanal superior en 4,63 €/MWh al de la semana número 33 del año.

Este aumento de los precios respecto a la semana anterior se debe, entre otros factores, a un aumento de la demanda de electricidad, provocado en buena medida por el aumento de las temperaturas. La región ibérica fue la única área geográfica donde las temperaturas no aumentaron respecto a la semana del 3 de agosto y coincide con ser el único mercado en el que los precios no aumentaron. Por otra parte, en algunos mercados la producción renovable fue menor que la de la semana anterior favoreciendo el aumento de los precios. En ese caso se encuentra Italia donde la producción eólica disminuyó un 64% en este período. Los precios del gas han continuado la tendencia de recuperación, otro factor que ayuda al incremento de los precios.

Respecto a la semana equivalente del año 2019, el comportamiento de los precios durante la segunda semana de agosto fue un poco más heterogéneo. Por una parte, los mercados MIBEL de España y Portugal, IPEX de Italia, EPEX SPOT de Países Bajos y Nord Pool de los países nórdicos presentaron precios inferiores a los del mismo período del año anterior. En estos casos, las mayores diferencias estuvieron en el mercado Nord Pool, donde los precios durante la semana 33 de 2020 fueron 27,90 €/MWh más bajos que los de la misma semana del año pasado y en el mercado MIBEL donde los precios distaron en más de 6,0 €/MWh respecto a los de 2019. Por otra parte está el mercado EPEX SPOT de Alemania, Francia y Bélgica donde se registraron precios superiores a los de mismo período del año anterior, en el caso de Francia y Bélgica con diferencias de más de 8,0 €/MWh. En el caso del mercado N2EX de Gran Bretaña el precio promedio semanal para ambos períodos fue el mismo.

Durante la semana del 10 de agosto cabe destacar el comportamiento al alza de los precios en el mercado Nord Pool, que aunque su precio continúa siendo el más bajo de los mercados europeos, fue notable el aumento del 190% respecto a la primera semana de agosto. Además, su precio para el lunes 17 de agosto fue de 10,37 €/MWh, un valor por encima de 10 €/MWh que no se alcanzaba desde el 21 de mayo.

Para la semana del 17 de agosto, las previsiones de precios de AleaSoft indican que los precios de algunos mercados como Francia, Alemania, Bélgica, Gran Bretaña y la península ibérica serán menores que los de la semana anterior, mientras que en otros mercados como Italia y Países Bajos, los precios experimentarán ligeros incrementos.

Futuros de electricidad
Al finalizar la semana del 10 de agosto la mayoría de los mercados de futuros de electricidad europeos registraron una bajada en los precios para el producto del último trimestre de 2020. El mercado EEX de Gran Bretaña fue el único en el que el precio estuvo por encima del valor de cierre de la semana del 3 de agosto, en un 1,3%. En el resto de los mercados se registraron descensos de entre el 1,0% del mercado ICE de Gran Bretaña y el 7,4% del mercado ICE de los países nórdicos. El mercado EEX de Francia, a pesar de que el precio disminuyó un 4,3%, continuó siendo el de mayor valor, de 50,36 €/MWh, al cierre de la sesión del 14 de agosto.

En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el próximo año 2021, se produjo un descenso generalizado en los precios de todos los mercados durante la semana recién concluida. El mercado EEX de Gran Bretaña en la sesión del 14 de agosto registró un precio de cierre igual al de la sesión del 7 de agosto. En el resto de mercados los precios se redujeron entre el 0,3% del mercado ICE de los países nórdicos y el 3,6% del mercado EEX de Alemania. En este producto, a diferencia del producto trimestral, el mercado EEX de Italia fue el de mayor precio, de 47,47 €/MWh. Por el contrario, el mercado NASDAQ de los países nórdicos fue el de menor precio en ambos productos.

Brent, combustibles y CO2
Durante la segunda semana de agosto, los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de octubre de 2020 en el mercado ICE se mantuvieron cercanos a los 45 $/bbl. En gran parte de la semana los precios de cierre fueron superiores a los de la primera semana de agosto, a excepción del jueves 13, cuando fue inferior en un 0,3% al del 6 de agosto. Los precios comenzaron la semana con un incremento del 1,3% respecto al viernes 7 de agosto y el martes 11 de agosto descendieron un 1,1% hasta los 44,50 $/bbl, el valor más bajo de la semana. El miércoles 12 de agosto los precios volvieron a aumentar siendo el valor de cierre de 45,43 $/bbl, el más alto desde el 9 de marzo. Posteriormente, el jueves y viernes los precios de cierre volvieron a descender un 1,0% y un 0,4% respecto al día anterior hasta los 44,80 $/bbl del viernes 14 de agosto.

Los precios se mantuvieron en general estables en la semana que concluyó recientemente debido al estancamiento de la demanda como consecuencia de los repuntes en el número de contagios de COVID‑19 que han provocado una desaceleración en el levantamiento de las restricciones en Estados Unidos y Europa.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE, los precios para el mes de septiembre de 2020 iniciaron el lunes 10 de agosto con una tendencia a la baja, cerrando ese día con un precio de 7,59 €/MWh, inferior al del viernes 7 de agosto en un 4,3%. Esta tendencia continuó hasta el miércoles 12 de agosto, cuando se alcanzó el precio más bajo de la semana de 7,17 €/MWh. Durante los dos días posteriores los precios se recuperaron, incrementándose un 2,0% el jueves y un 9,7% el viernes respecto al día anterior. El viernes 14 de agosto se alcanzó un precio de cierre de 8,02 €/MWh, el más elevado desde el 22 de abril. El repunte de los precios a finales de semana se debió principalmente a los precios más fuertes del GNL a nivel mundial y a las expectativas de una mayor demanda de gas en septiembre.

Respecto al mercado spot del gas TTF, inició la semana con un precio índice de 7,23 €/MWh el lunes 10 de agosto, el más alto de este período. Los días siguientes los precios descendieron hasta alcanzar el precio más bajo de la semana, de 6,39 €/MWh, el jueves 13 de agosto. Posteriormente, durante el viernes y el fin de semana los precios comenzaron a recuperarse hasta los 6,92 €/MWh del sábado y el domingo. El lunes 17 de agosto los precios han continuado aumentado hasta los 6,98 €/MWh, un 0,8% superior a los del fin de semana.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, durante la segunda semana de agosto se mantuvieron con la tendencia descendente que están presentando desde el 3 de agosto. El lunes 10 de agosto se alcanzó un precio de 51,65 $/t, el más elevado de la semana aunque un 2,3% inferior al del lunes de la primera semana del mes. El resto de los días los precios continuaron bajando hasta llegar a los 49,00 $/t del viernes 14 de agosto, el precio más bajo de la semana y desde el 23 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, los precios del lunes 10 de agosto se recuperaron un 2,2% respecto al lunes de la primera semana de agosto y un 1,0% respecto al viernes 7 de agosto. Ese día se alcanzó un precio de 26,70 €/t, el más alto de la semana. Durante el resto de la semana los precios fueron inferiores a los de los mismos días de la semana del 3 de agosto. En este sentido, de martes a jueves los precios descendieron hasta los 25,43 €/t del 13 de agosto, el valor más bajo desde el 28 de julio. El viernes 14 los precios se recuperaron un 0,2% respecto al día anterior, hasta los 25,49 €/t. El descenso de los precios durante la segunda semana de agosto estuvo vinculado a un menor volumen de operaciones por el período vacacional, donde la demanda ha disminuido frente a una mayor oferta.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica

Los rebrotes de la COVID‑19 que se están produciendo a nivel europeo, los cuales se espera que puedan incrementarse a partir de septiembre cuando comience el curso escolar de forma presencial, siguen generando mucha incertidumbre en cuanto a la salida de la crisis económica que ha generado la pandemia. En AleaSoft se está organizando una serie de webinars “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” que se realizarán en dos partes, los días 17 de septiembre y 29 de octubre. En estos webinars se analizará la evolución de los mercados durante la crisis del coronavirus y las perspectivas futuras, así como la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones de precios de los mercados eléctricos en las auditorías y en la valoración de carteras. Hasta el momento se ha confirmado la participación de ponentes de Deloitte, Engie, Banco Sabadell y AleaSoft.

En AleaSoft se han actualizado las curvas de precios a largo plazo de los principales mercados eléctricos europeos teniendo en los últimos datos y previsiones publicados sobre el crecimiento de la economía.

Para hacer un seguimiento de la evolución de los principales mercados eléctricos europeos, de combustibles y de CO2, se encuentran disponibles los observatorios de AleaSoft. Esta herramienta incluye gráficos comparativos de las variables fundamentales de los mercados correspondientes a las últimas semanas.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-europeos-aumentan-altas-temperaturas/

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AleaSoft: Los precios de los mercados de energía europeos continúan subiendo y marcando récords

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Los precios de los mercados eléctricos europeos continúan subiendo y registraron máximos históricos en varios mercados en los primeros días de septiembre. Las subidas se extendieron además a los mercados de futuros de electricidad. Los futuros de gas y CO2 marcaron récords máximos y son una de las causas de los aumentos de los precios de los mercados de electricidad junto al aumento de la demanda y la caída de la producción eólica. La producción solar aumentó en la mayor parte de los mercados

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos durante la primera semana de septiembre respecto a la semana anterior. El comportamiento en casi todos los mercados fue opuesto al de la semana precedente, excepto en España donde disminuyó nuevamente, en esta ocasión un 5,3%. El mercado alemán vio una recuperación del 38%, mientras que en Italia fue del 2,0%. Por su parte, la producción con esta tecnología en el mercado de Portugal ascendió un 2,7%. En el mercado francés la producción solar retrocedió un 13%.

Para la semana del 6 de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que se registrarán valores similares a los de la semana del 30 de agosto en Alemania e Italia, mientras que disminuirá en España.

En la semana del 30 de agosto la producción eólica disminuyó de forma generalizada respecto a los siete días anteriores en los principales mercados eléctricos de Europa. Por segunda semana consecutiva se registraron caídas de este tipo de generación en España, Alemania y Portugal, que fueron del 53%, 51% y 21% respectivamente. En particular, la producción eólica en el mercado español, de 423 GWh, fue la más baja desde la semana del 17 de septiembre de 2018.

Las previsiones de producción eólica de AleaSoft para la segunda semana de septiembre indican que la misma se recuperará en la península ibérica pero continuará descendiendo en el resto de mercados.

Demanda eléctrica
En la semana del 30 de agosto la demanda eléctrica tuvo un comportamiento mayoritariamente al alza en los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mayor incremento respecto a la semana del 23 de agosto se registró en el mercado de Países Bajos, el cual fue de un 4,9%, seguido por la subida del 3,6% en el mercado francés. Por otra parte, el mercado de Bélgica fue el de menor aumento, de un 0,6%. La excepción fue el mercado español, donde la demanda disminuyó un 1,2%. En este caso la bajada de las temperaturas medias respecto a los valores de la tercera semana de agosto favoreció este descenso. Como se puede apreciar en los observatorios de demanda de AleaSoft, el lunes, y de jueves a sábado la demanda de España estuvo muy por debajo de la registrada durante los mismos días de la semana anterior. En el resto de los mercados los incrementos estuvieron entre el 1,0% y el 2,4%.

Las previsiones de demanda de AleaSoft para la semana del 6 de septiembre indican que continuará aumentando en la mayoría de mercados eléctricos de Europa.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 30 de agosto los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft siguieron aumentando. La mayor subida de precios fue la del mercado EPEX SPOT de Bélgica, del 29%, seguida por la del mercado EPEX SPOT de Francia, del 26%. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 9,5%. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 15% del mercado IPEX de Italia y el 22% mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

En la primera semana de septiembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 150,35 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 77,88 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 106,14 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 132,71 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.

El lunes 6 de septiembre, se alcanzaron precios diarios récord en casi todos los mercados eléctricos analizados. Los precios de los mercados de Alemania, los países nórdicos, Francia y Bélgica alcanzaron los 127,82 €/MWh, los 90,91 €/MWh, los 123,98 €/MWh y los 131,39 €/MWh, respectivamente. Estos precios fueron los más altos desde octubre de 2008, febrero de 2012, noviembre de 2016 y noviembre de 2018, en cada mercado. En el caso del Reino Unido el precio diario, de 255,67 €/MWh, fue el más elevado al menos desde enero de 2010 y en el caso de los Países Bajos, de 129,30 €/MWh, al menos desde abril de 2011.

En cambio, en el mercado italiano, el viernes 3 de septiembre se alcanzó el precio más alto al menos desde enero de 2005, de 145,29 €/MWh. En el mercado MIBEL, el máximo histórico se alcanzó el jueves 2 de septiembre con un precio diario de 140,23 €/MWh.

Por otra parte, el domingo 5 de septiembre, a las 9 de la noche, se alcanzó un precio de 155,00 €/MWh en el mercado MIBEL de España y Portugal. Este fue el segundo precio horario más elevado de la historia en el mercado español, después de los 158,41 €/MWh alcanzados a las 7 de la tarde del 10 de enero de 2002. En el mercado portugués, este fue el precio horario más alto desde el 19 de enero de 2010 cuando se registraron 180,30 €/MWh a las 8 de la noche.

Durante la primera semana de septiembre, el incremento de la demanda en la mayor parte de Europa favoreció el aumento de los precios de los mercados eléctricos. A esta tendencia también contribuyó el descenso generalizado de la producción eólica y la caída de la producción solar en países como Francia y España, además de los altos precios del gas y los derechos de emisión de CO2, mercados en los que también se registraron récords durante la semana analizada.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 6 de septiembre los precios continuarán aumentando en la mayoría de los mercados europeos, influenciados por el panorama de precios altos del gas y el CO2 y el descenso de la producción eólica. Sin embargo, los precios podrían descender en el mercado MIBEL, donde se espera que aumente la producción con esta tecnología.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad europeos para el próximo trimestre en la sesión del viernes 3 de septiembre aumentaron en todos los mercados analizados en AleaSoft con respecto a los de la sesión del viernes 27 de agosto. El mayor incremento se registró en el mercado EEX de Alemania, el cual fue del 9,5%, seguido por el aumento del 9,1% del mercado EEX de Italia. Por otra parte, el mercado EEX de España y el mercado OMIP de España y Portugal fueron los de menor aumento, del 4,7% y 4,8% respectivamente. En el resto de los mercados las variaciones en los precios de cierre para este producto estuvieron entre el 6,2% y el 7,4%. En cuanto a los precios, el mercado EEX de Italia y España y el mercado OMIP de Portugal y España fueron los de mayores valores, superiores a los 132 €/MWh.

Los precios de los futuros de electricidad para el año 2022 también aumentaron en todos los mercados analizados al cierre de la sesión del 3 de septiembre respecto a los del viernes anterior. En este caso, el mercado ICE de los países nórdicos y el mercado NASDAQ de la misma región fueron los de mayor variación, cercana al 14% y 12% respectivamente. Mientras que, el mercado EEX de Reino Unido y el mercado ICE de Bélgica registraron los menores incrementos, del 4,3% en ambos casos. En el resto de los mercados los aumentos estuvieron entre el 4,4% y el 6,7%. Por otra parte, el mercado EEX de Italia fue el de mayor precio para este producto, de 99,51 €/MWh, mientras que los mercados de los países nórdicos fueron los de menores precios, inferiores a los 44 €/MWh.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2021 en el mercado ICE superaron los 71,50 $/bbl durante la primera semana de septiembre. El precio de cierre máximo de la semana, de 73,03 $/bbl, fue el del jueves 2 de septiembre. Este precio fue un 4,1% superior al del jueves anterior y el más alto desde finales de julio.

En la reunión de la OPEP+ celebrada el 1 de septiembre se acordó continuar con el aumento progresivo de la producción tal y como estaba planificado. Así la OPEP+ no tuvo en cuenta las peticiones de Estados Unidos de mayores incrementos de producción, ya que la demanda podría caer a finales de año. En la próxima reunión del 4 de octubre se revisará si se mantienen estos aumentos, dado que continúa la preocupación por los efectos de la pandemia en la recuperación de la demanda. Por otra parte, los datos negativos sobre el empleo en Estados Unidos están influenciando a la baja los precios en la sesión del lunes 6 de septiembre.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2021, durante casi toda la primera semana de septiembre, superaron los 50 €/MWh. El precio de cierre máximo de la semana, de 51,92 €/MWh, se alcanzó el jueves 2 de septiembre. Este precio fue un 12% mayor al del jueves anterior y el más alto de al menos los últimos dos años.

Por lo que respecta a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, en la primera semana de septiembre se mantuvieron por encima de los 60 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 61,52 €/t, también se registró el jueves 2 de septiembre. Este precios es, además, el nuevo máximo histórico hasta el momento. El descenso en el número de subastas en la primera semana del mes favoreció que se alcanzara este nuevo precio récord para los futuros de los derechos de emisión de CO2.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa

El próximo jueves 9 de septiembre en AleaSoft se realizará un taller en el que se mostrará la importancia y utilidad de las previsiones de precios de mercados eléctricos de corto plazo para operar en los mercados spot y de futuros. En el taller también se explicará el uso de la plataforma AleaApp para la compilación, visualización y análisis de datos de los mercados eléctricos europeos.

Más adelante, el día 7 de octubre, se retomarán los webinars mensuales organizados por AleaSoft, en esta ocasión acompañados por ponentes de la consultora Deloitte. Este webinar se llevará a cabo casi un año después del realizado en octubre de 2020 con los mismos ponentes. En el encuentro de este año se realizará una actualización de los temas tratados en aquella ocasión, relativos a la evolución de los mercados de energía europeos en el último año, la financiación de proyectos de energías renovables y 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/precios-mercados-energia-europeos-continuan-subiendo-marcando-records/

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AleaSoft: Filomena, el gas y el CO2 llevan los precios del primer trimestre a niveles pre COVID 19

/COMUNICAE/

En el primer trimestre de 2021 los precios de todos los mercados eléctricos europeos aumentaron. El incremento de la demanda provocado por la bajada de las temperaturas, en parte por el efecto de la borrasca Filomena, fue una de las causas del aumento. Otros factores que favorecieron este comportamiento fueron la subida de precios del gas y el CO2. Este último alcanzó un precio de cierre récord cercano a los 43 €/t. La producción solar aumentó en general y la eólica en la península ibérica e Italia

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La producción solar, que en el caso de España incluye a la fotovoltaica y la termosolar, durante el primer trimestre de 2021 aumentó un 28% en la península ibérica en comparación con el mismo trimestre del año 2020. En España peninsular, el explosivo aumento de la capacidad fotovoltaica desde 2019 provocó un considerable aumento de la generación con esta tecnología, que superó durante los tres primeros meses de 2021 la producción registrada en los tres primeros meses de 2020 en un 35%. En el mercado francés también aumentó la producción en comparación con el primer trimestre de 2020, registrándose un incremento del 13%. En el caso del mercado italiano la variación fue poca, mientras que en el mercado alemán se contrajo un 2,0%.

Si se realiza la comparación respecto al cuarto trimestre de 2020, la producción solar fue más alta en todos los mercados analizados en AleaSoft. El mayor incremento se registró en el mercado alemán en el que se produjo un 54% más. En el mercado francés el aumento fue de un 35% y en el mercado italiano cercano al 34%. En la península ibérica fue dónde se registró la menor variación, con un aumento del 21% respecto al trimestre anterior.

En el caso de la producción eólica, se notó un retroceso en los mercados alemán y francés durante el primer trimestre de 2021 en comparación con igual trimestre de 2020, del 32% y 18% respectivamente. Por el contrario en la península ibérica aumentó un 29% y en el mercado italiano un 4,4%.

En España peninsular se registró un récord de generación eólica durante los tres primeros meses de 2021 con una producción cercana a 19 000 GWh, un 11% mayor que en el último trimestre de 2020. En el mercado italiano el incremento fue cercano al 34%. Por el contrario en los mercados de Alemania y Francia, la producción con esta tecnología se redujo un 6,9% y un 1,3% respectivamente.

Demanda eléctrica

En general, los mercados eléctricos europeos registraron aumentos de la demanda eléctrica en el conjunto de los primeros tres meses de 2021 en términos interanuales. Los mercados que registraron los mayores incrementos fueron los de Francia y Bélgica, superiores al 3,0% en cada caso. Sin embargo en algunos mercados la demanda disminuyó, siendo el mercado alemán el de mayor descenso, de un 1,9%.

Al comparar la demanda del primer trimestre de 2021 con la del último trimestre de 2020, hubo un aumento generalizado en los mercados analizados por AleaSoft. También en este caso el mayor incremento fue el del mercado francés, que fue superior al 11%. Otras subidas significativas fueron las de Bélgica, de un 4,3% y la de España, de un 3,9%.

Durante el primer trimestre de 2021 las temperaturas medias fueron más bajas que las del trimestre anterior y que las del mismo trimestre de 2020, un descenso que estuvo favorecido en parte por el efecto de la borrasca Filomena durante la primera mitad de enero.

Mercados eléctricos europeos

En el primer trimestre de 2021, el precio promedio trimestral fue superior a 40 €/MWh en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft. El mercado con el menor promedio, de 42,14 €/MWh, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado MIBEL de España y Portugal, con promedios de 45,24 €/MWh y 45,31 €/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio trimestral más elevado, de 73,21 €/MWh fue el del mercado N2EX de Reino Unido. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 49,59 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 59,31 €/MWh del mercado IPEX de Italia.

En comparación con el cuarto trimestre de 2020, los precios promedio aumentaron en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool, del 206%. En cambio, el menor incremento, del 13%, se registró en el mercado MIBEL. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 20% del mercado de los Países Bajos y el 39% del mercado británico.

Si se comparan los precios promedio del pasado trimestre con los registrados en el mismo trimestre de 2020, también hubo incrementos de precios en todos los mercados. A principios de 2020 los precios del gas y del petróleo llevaban una marcada tendencia a la baja y el impacto de la COVID‑19 empezaba a notarse en los mercados y la economía mundial. En este caso, las mayores subidas también correspondieron al mercado Nord Pool y al mercado N2EX, las cuales fueron del 173% y del 92% respectivamente. Del mismo modo, el mercado ibérico también fue el de menor incremento, con un aumento del 30%. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 50% del mercado italiano y el 87% del alemán.

Por otra parte, el precio diario más elevado del trimestre, de 198,79 £/MWh, se registró el 13 de enero en el mercado británico. Este precio fue el más elevado de este mercado desde 2010. En cambio, el menor precio diario fue el alcanzado el 11 de marzo en el mercado belga, de 0,25 €/MWh, el cual fue el más bajo en ese mercado desde mayo de 2020.

Sin embargo, a finales de enero y durante casi todo el mes de febrero, los precios diarios más bajos se registraron en el mercado MIBEL. El precio diario mínimo de este mercado, de 1,42 €/MWh, fue el del día 31 de enero, el cual fue el más bajo registrado en el mercado ibérico desde principio de marzo 2014.

El aumento de la demanda en Europa, tanto respecto al primer como al cuarto trimestre de 2020, y el incremento de los precios del gas y el CO2 favorecieron las subidas de precios registradas en los mercados eléctricos europeos en el primer trimestre del año 2021. Además, el descenso de la producción eólica en países como Alemania y Francia también contribuyó a este comportamiento. Sin embargo, en la península ibérica e Italia, la producción renovable, eólica y solar, del primer trimestre de 2021 aumentó tanto respecto a la del trimestre anterior como a la del mismo trimestre de 2020, limitando el incremento de los precios en estos mercados.

Futuros de electricidad

Al hacer un análisis de los futuros de electricidad para el segundo trimestre de 2021 que recién comienza, negociados durante el primer trimestre de 2021, se observa que en la última sesión los precios de cierre de todos los mercados analizados en AleaSoft registraron subidas respecto a la primera sesión del trimestre, realizada el 4 de enero. El mercado ICE de los países nórdicos fue el de mayor incremento, con un 13%, seguido muy de cerca por el mercado NASDAQ de la misma región, con un 12%. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 3,5% registrado en el mercado EEX de Reino Unido y el 9,3% del mercado EEX alemán.

En cuanto al producto del año calendario 2022, los precios de cierre se incrementaron en la mayoría de los mercados, al comparar los valores de la primera y la última sesión del trimestre. Los incrementos estuvieron entre el 7,2% del mercado EEX de Francia y el 13% del mercado ICE de los Países Bajos. Por otra parte, en algunos mercados se registraron bajadas, siendo la más pronunciada la del mercado EEX de Reino Unido, de un 8,0%. Los mercados ICE y NASDAQ nórdicos le siguieron de cerca con bajadas del 7,0% y 7,8% respectivamente.

Brent, combustibles y CO2

Los futuros de petróleo Brent para el mes M+2 en el mercado ICE iniciaron el primer trimestre de 2021 registrando el precio de cierre mínimo trimestral, de 51,09 $/bbl, el lunes 4 de enero. Durante la mayor parte del trimestre, los precios aumentaron hasta alcanzar el precio de cierre máximo trimestral, de 69,63 $/bbl, el jueves 11 de marzo. Este precio fue el más elevado de estos futuros en los últimos dos años. Durante la segunda mitad de marzo los precios fueron algo menores, pero se mantuvieron por encima de los 60 $/bbl.

Por otra parte, el precio promedio trimestral fue de 61,32 $/bbl. Este valor es un 36% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en el cuarto trimestre de 2020, de 45,16 $/bbl. También es un 19% mayor al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en el primer trimestre de 2020, de 51,72 $/bbl.

Los sucesivos acuerdos de la OPEP+ para adaptar su producción a los niveles de demanda, así como las expectativas sobre la recuperación económica y sanitaria, gracias a las ayudas gubernamentales y al avance en la vacunación contra la COVID‑19, favorecieron el incremento de los precios durante el primer trimestre de 2021. También contribuyeron a las subidas de precios las reducciones en la producción estadounidense causadas por las bajas temperaturas en febrero, los ataques a instalaciones petroleras de Arabia Saudí y el bloqueo del Canal de Suez a finales de marzo.

Sin embargo, la pandemia de COVID‑19 está empeorando en Europa. Por este motivo, diversos países han tenido que endurecer las restricciones de movilidad, lo cual afectará a la recuperación de la demanda. Por otra parte, el acuerdo de la OPEP+ del pasado 1 de abril para aumentar gradualmente la producción entre mayo y julio de este año, puede suponer también un freno en la recuperación de los precios del Brent.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes M+1, alcanzaron su precio de cierre máximo trimestral, de 26,15 €/MWh el martes 12 de enero. Este precio fue el más elevado de los últimos dos años y se vio favorecido por las bajas temperaturas de la primera mitad de enero. Pero posteriormente los precios descendieron y el precio de cierre mínimo trimestral, de 15,53 €/MWh, se alcanzó el día 3 de marzo. En la última parte del trimestre, los precios se recuperaron y el precio de cierre del 30 de marzo fue de 18,80 €/MWh.

Por lo que respecta al valor promedio registrado durante el primer trimestre de 2021, este fue de 18,40 €/MWh. En comparación con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el cuarto trimestre de 2020, de 14,81 €/MWh, el promedio aumentó un 24%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el primer trimestre de 2020, cuando el precio promedio fue de 9,66 €/MWh, hubo una subida del 91%.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, durante el primer trimestre de 2021, siguieron una tendencia en general ascendente. El precio de cierre mínimo trimestral, de 31,62 €/t se registró el lunes 18 de enero. Posteriormente, los precios aumentaron y el miércoles 17 de marzo se registró un récord histórico de 42,98 €/t.

Por otra parte, el precio promedio en el primer trimestre de 2021 fue de 37,65 €/t, un 37% mayor al del último trimestre de 2020, de 27,56 €/t. Si se compara con el promedio del primer trimestre de 2020, de 22,82 €/t, el promedio del primer trimestre de 2021 es un 65% superior.

Seguimiento de la evolución de los mercados de energía

Hacer un seguimiento de la evolución de los mercados de energía es imprescindible para entender su comportamiento y disponer de información estratégica. AleaSoft ofrece una plataforma de datos online que centraliza los datos de las variables de interés de los mercados de energía de toda Europa.

Además de la evolución de los mercados, es necesario construir una visión a medio plazo de la situación y los precios de los mercados para planificar coherentemente las coberturas, mantenimientos, inversiones, etc. AleaSoft dispone de previsiones de precios horarios a tres años vista para los mercados más importantes de Europa, basados en una metodología científica, que además proporciona distribuciones de probabilidad de los precios futuros, necesarias para los modelos de gestión de riesgos. Otro input para estrategias de gestión de riesgos o para procesos de optimización son las simulaciones de precios mensuales, también disponibles en AleaSoft.

Para estar al día de la evolución y las perspectivas de los mercados de energía en Europa y de los temas más importantes y actuales del sector, AleaSoft organiza regularmente webinars con la participación de expertos de las empresas más importantes del sector. El siguiente webinar tendrá lugar el 15 de abril y contará con la presencia de ponentes de Axpo, para analizar quiénes serán los nuevos actores en los mercados financieros para absorber la demanda de financiación dada la avalancha de potencia instalada prevista, la toma de posiciones frente al cambio climático de los grandes stakeholders a nivel mundial y las soluciones para la industria y para las renovables que ofrecen los corporate PPA.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/filomena-gas-co2-llevan-precios-mercados-electricos-primer-trimestre-niveles-pre-covid-19/

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AleaSoft: La llegada del verano y la desescalada de las medidas de la COVID‑19 harán subir la demanda

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El inicio del verano ha llegado acompañado de un incremento de las temperaturas a nivel europeo. A la par, se continúan suavizando las restricciones impuestas para controlar la expansión del coronavirus. Ambos factores favorecerán el aumento de la demanda eléctrica en la cuarta semana de junio. En los mercados eléctricos los precios se mantendrán alrededor de los 30 €/MWh aunque en general serán inferiores a los de la tercera semana del mes por la recuperación de la producción renovable

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana que terminó el domingo 21 de junio fue un 16% más alta en el mercado francés en comparación con la semana anterior. En el mercado portugués aumentó un 13% y en el español un 12%. En los mercados de Italia y Alemania los incrementos fueron del 8,0% y 8,5% respectivamente.

Durante los 21 días transcurridos de junio, la producción solar fue un 42% más alta en el mercado español en comparación con el mismo período de 2019. En Portugal aumentó un 13%, y en Francia e Italia un 1,4% y un 0,7% respectivamente. Por el contrario, en el mercado alemán disminuyó un 14%.

Para la cuarta semana de junio las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un importante incremento en el mercado alemán respecto a los valores registrados la semana pasada. También se espera un ligero incremento en el mercado italiano mientras que en el mercado español se espera que descienda la producción con esta tecnología.

Durante la semana pasada la producción eólica disminuyó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. En la península ibérica disminuyó un 49%, mientras que en el mercado alemán y el francés un 33% y un 31% respectivamente. La excepción fue el mercado italiano en el que la producción aumentó un 7,1% la semana pasada.

En lo que va de mes de junio la producción eólica fue un 122% más alta en el mercado italiano en comparación con los mismos días de 2019. En España se incrementó un 3,6% y en Francia un 0,9%. Por el contrario en el mercado portugués y en el alemán la producción con esta tecnología disminuyó un 12% y un 6,3% respectivamente.

Para esta semana del 15 de junio las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento en la producción eólica respecto a la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft, excepto en el mercado italiano y portugués.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica durante la semana del 15 de junio tuvo un incremento en la mayoría de los mercados europeos analizados respecto a la semana del 8 de junio. En el caso de Alemania y Portugal, el efecto del festivo del Corpus Christi, que se celebró el 11 de junio, fue la principal causa de que la demanda de estos mercados se incrementara en un 2,6% y un 5,5% respectivamente. En España la demanda se recuperó un 2,8% debido a la desescalada de las medidas tomadas durante el estado de alarma por la COVID‑19 que implicó que la mayor parte del territorio ya se encuentre en la tercera fase desde el jueves pasado 18 de junio. En Italia, donde desde el 3 de junio se reabrieron las fronteras y se permitió la libre circulación, la demanda durante la semana analizada se incrementó en un 3,0%. La demanda de los Países Bajos fue la de menor incremento, del 0,1%.

Por otro lado, en Francia, Gran Bretaña y Bélgica la demanda eléctrica sufrió caídas del 0,7% y 1,1% respectivamente.

La evolución de la demanda eléctrica durante las últimas semanas se puede analizar en los observatorios de los mercados eléctricos creados por AleaSoft.

Para esta semana las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft indican una recuperación de la demanda en gran parte de Europa, donde continúan las retiradas de las restricciones de movilidad. Además, la llegada del verano ha coincidido con un incremento de las temperaturas que también favorecerá el aumento de la demanda.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 15 de junio los precios aumentaron en todos los mercados eléctricos europeos analizados respecto a los de la semana anterior. El mercado con la mayor subida de precios, del 25%, fue el mercado MIBEL de España y Portugal, seguido por el mercado Nord Pool de los países nórdicos con un incremento del 24%. Mientras que el mercado donde el precio subió menos, un 0,2%, fue el mercado N2EX de Gran Bretaña. En el resto de los mercados, las subidas estuvieron entre el 9,6% del mercado IPEX de Italia y el 17% del mercado EPEX SPOT de Francia. Estos aumentos de precios se vieron favorecidos por la disminución de la producción eólica en la mayoría de los mercados europeos.

El mercado con el precio promedio más bajo de la semana del 15 de junio, de 3,58 €/MWh, fue el de los países nórdicos. Mientras que el mercado con el precio promedio más elevado, de 31,96 €/MWh, fue el mercado MIBEL, seguido por el mercado británico, con 31,29 €/MWh. En el resto de los mercados se alcanzaron precios promedio entre los 28,88 €/MWh del mercado italiano y los 29,66 €/MWh del mercado alemán.

Por otra, parte el precio diario más elevado de la semana del 15 de junio, de 37,24 €/MWh, se alcanzó el miércoles 17 de junio en el mercado EPEX SPOT de Alemania. Este precio fue el más alto de este mercado desde principios de marzo.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que esta semana del 22 de junio los precios descenderán en la mayoría de los mercados analizados debido a la recuperación de la producción renovable. Las excepciones serán los mercados EPEX SPOT de Bélgica y Francia y también el mercado IPEX de Italia, donde se espera un descenso significativo de la producción eólica. En general los precios continuarán alrededor de los 30 €/MWh.

Futuros de electricidad
Durante la tercera semana de junio se incrementaron los precios para el producto del siguiente trimestre de la mayoría de los mercados de futuros de electricidad europeos analizados en AleaSoft. Fuera de este incremento quedaron los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos que tuvieron un descenso aproximado del 12% y un precio de cierre de 11,78 €/MWh en la sesión del viernes 19 de junio para ambos mercados. En el resto de mercados las subidas entre las sesiones del 12 y 19 de junio estuvieron entre el 3,5% del mercado EEX de Italia y el 8,5% del mercado ICE de Países Bajos.

Por su parte, los futuros para el año 2021 también registraron subidas en los precios de los diferentes mercados analizados en AleaSoft. También en este caso, los precios de la región nórdica se redujeron tanto en el mercado ICE como en el mercado NASDAQ en un 0,7% y 0,4% respectivamente. Mientras tanto, en el resto de mercados los precios para este producto aumentaron. El mercado EEX de Gran Bretaña fue el de mayor incremento, de un 5,1%, en el precio de cierre del viernes 19 de junio respecto al precio de cierre de la sesión del 12 de junio.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2020 en el mercado ICE, la semana del 15 de junio, siguieron una tendencia ascendente, con la excepción del miércoles, cuando descendieron un 0,6%. Como resultado de esta tendencia, el viernes 19 de junio se alcanzó un precio de cierre de 42,19 $/bbl. Este precio fue un 8,9% superior al del viernes anterior y el más elevado de las últimas dos semanas.

Los recortes de producción de la OPEP+ y la progresiva recuperación de la demanda debido a la relajación de las medidas de confinamiento en muchos países permitieron la recuperación de los precios. Sin embargo, el desarrollo de la pandemia en países como Estados Unidos y Brasil y el rebrote de la enfermedad ocurrido en China aumentan las preocupaciones sobre la recuperación de la demanda, lo cual puede frenar la recuperación de los precios.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2020, la tercera semana de junio se mantuvieron por encima de los 5 €/MWh. Los precios de cierre de esa semana fueron superiores a los de los mismos días de la semana anterior, incluso el martes y el miércoles, cuando se registraron descensos. El precio de cierre máximo semanal, de 5,62 €/MWh, se alcanzó el viernes 19 de junio. Este precio fue un 6,5% superior al del viernes anterior y el segundo más elevado en lo que va de mes, después de los 5,71 €/MWh del viernes 5 de junio.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, también se mantuvieron por encima de los 5 €/MWh durante la semana pasada. El martes 16 de junio se alcanzó el precio índice máximo de la semana, de 5,35 €/MWh. Este precio fue un 4,0% superior al del martes anterior y el más alto desde la primera quincena de mayo. Después de registrar descensos el miércoles y el jueves, los últimos días de la semana del 15 de junio los precios volvieron a aumentar hasta alcanzar un precio índice de 5,27 €/MWh para el fin de semana. Para el lunes 22 de junio, la recuperación continuó y el precio índice fue de 5,40 €/MWh.

Por otra parte, los precios de cierre de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de julio de 2020, la tercera semana de junio, oscilaron entre los 44,85 $/t del miércoles 17 de junio y los 45,95 $/t del viernes 19 de junio. Las variaciones diarias de los precios fueron inferiores al 1,5% durante esa semana.

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, aumentaron la mayor parte de los días de la semana del 15 de junio. El mayor aumento diario, del 7,6%, fue el del jueves 18 de junio. Esto permitió que se alcanzase un precio de cierre de 24,47 €/t, un 9,9% superior al del jueves anterior y el más elevado desde la última semana de febrero. El viernes hubo un descenso del 1,3%, pero el precio de cierre, de 24,16 €/t, todavía fue un 9,8% superior al del viernes anterior.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
Este jueves 25 de junio se impartirá el webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa (III)” organizado por AleaSoft. Esta es la tercera parte de una serie de webinars que se han ido realizando desde el comienzo de la crisis de la COVID‑19, en los que se ha analizado la evolución de los mercados de energía y la financiación de los proyectos de energías renovables durante este período. En esta ocasión, también se debatirá sobre las consecuencias que podrían tener en los mercados los escenarios pesimistas de crecimiento de la economía y los posibles nuevos brotes de la epidemia.

Los ponentes serán:

- Oriol Saltó, Director de Análisis y Modelización de Datos, en AleaSoft

- Pablo Otín, Director General y cofundador, en Powertis

- Miguel Ángel Amores, Gerente de Energías Renovables, en Triodos Bank

- Daniel Fernandez Alonso, Director de Gestión de la Energía en Engie España

Tras el webinar, tendrá lugar una mesa de análisis en la que también participará Antonio Delgado Rigal, Director General y fundador, en AleaSoft.

Para analizar la evolución de los mercados de energía también se pueden consultar los observatorios de AleaSoft, que incluyen información de los principales mercados eléctricos europeos y de combustibles.

Para más información, dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/llegada-verano-desescalada-medidas-covid19-haran-subir-demanda-electrica-europea/

Fuente Comunicae

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