AleaSoft: La eólica calma los precios de los mercados europeos después de los picos del inicio de la semana

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Los precios de los mercados eléctricos europeos bajaron en la cuarta semana de septiembre a pesar de los picos de inicios de semana. El aumento generalizado de la producción eólica es la causa principal de este descenso, aunque también ayudaron otros factores como la caída de la demanda en la mayoría de mercados, el aumento de la producción solar ibérica y un ligero descenso de los precios del CO2. Los precios del gas continuaron recuperándose con valores por encima de 11 €/MWh, al nivel de enero y febrero

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La cuarta semana de septiembre terminó con una producción solar un 27% mayor que la semana anterior en la península ibérica. Por el contrario, en el mercado alemán la producción con esta tecnología disminuyó un 34% y en los mercados de Francia e Italia se redujo un 30% y un 21% respectivamente.

Del 1 al 27 de septiembre, la producción solar aumentó con respecto al mismo período de septiembre de 2019 en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mayor incremento de la producción fue del 46% y se registró en la península ibérica. En el mercado alemán aumentó un 21%, mientras que en los mercados de Italia y Francia la producción creció un 9,3% y un 10% respectivamente.

Para la semana del 28 de septiembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirá en la mayoría de estos mercados.

Entre el 21 y el 27 de septiembre la producción eólica aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. Los incrementos registrados durante la semana fueron superiores al 28% que se registró en el mercado portugués. La mayor variación se registró en el merado francés donde creció casi el doble en comparación con la semana que terminó el domingo 20 de septiembre.

En el análisis interanual el panorama fue distinto, ya que se registró una reducción de la producción en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft durante los primeros 27 días de septiembre. En el mercado portugués disminuyó un 19% y en el alemán un 7,5%. En el mercado francés se registró una disminución del 5,9%, mientras que en Italia la producción con esa tecnología disminuyó cerca del 1,0%. La excepción fue el mercado español en el que se registró un ligero incremento del 0,8% durante este período.

Para la semana que finaliza el domingo 4 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en Alemania. Por el contrario, se espera que en el resto de los mercados disminuya en comparación con la registrada en la semana del 21 de septiembre.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica sufrió caídas en la mayoría de los mercados de Europa durante la semana del 21 de septiembre respecto a la anterior. Estas disminuciones fueron influenciadas por la bajada generalizada de las temperaturas medias, que fue de hasta 6,8 °C en el caso de Francia. El decrecimiento más notable fue del 7,4% en el mercado italiano, debido principalmente a la bajada de más de 6 °C durante el fin de semana. En el mercado español, el descenso de 2,7 °C de las temperaturas medias fue el factor principal en la bajada de la demanda de un 4,4%. En los mercados de Portugal y Bélgica, los decrecimientos fueron del 2,6% y 1,1%. Por otra parte, se registraron algunos incrementos en los mercados de Gran Bretaña y Alemania, que fueron del 3,7% y 2,3% respectivamente. En Francia, se registraron valores muy similares a los de la semana anterior, con un ligero aumento del 0,2%.

Los ascensos y descensos de la demanda eléctrica pueden ser analizados más detalladamente en los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft.

Las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la misma aumentará en la mayoría de los mercados durante la semana del 28 de septiembre, excepto en España y Alemania donde se espera que disminuya. Estos análisis muestran que la temperatura continuará bajando, pero se espera que la caída sea menor que la registrada durante la cuarta semana de septiembre.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 21 de septiembre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados descendieron respecto a los de la semana anterior. El mercado con la mayor caída de precios, del 48%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el mercado con la menor bajada de precios, del 6,5%, fue el mercado N2EX de Gran Bretaña, seguido por el mercado IPEX de Italia, con un descenso del 8,6%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 11% del mercado EPEX SPOT de Alemania y Francia y el 16% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

En la cuarta semana de septiembre, se alcanzaron precios promedio semanales superiores a 40 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. El más elevado, de 48,10 €/MWh fue el del mercado IPEX de Italia, seguido por el del mercado británico, de 47,90 €/MWh. En cambio, en otros mercados los promedios semanales fueron ligeramente inferiores a 40 €/MWh. Tal fue el caso del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y del mercado MIBEL de España y Portugal, con precios de 39,19 €/MWh, 37,92 €/MWh y 37,90 €/MWh respectivamente. Pero el mercado con el precio promedio más bajo, de 8,78 €/MWh, fue el mercado Nord Pool.

La mayor parte de la semana del 21 de septiembre los precios de los mercados eléctricos europeos estuvieron poco acoplados. El mercado Nord Pool fue el que tuvo un comportamiento más alejado del resto, con precios muy inferiores. Sin embargo, en general, los precios de los mercados europeos presentaron una tendencia descendente.

Por lo que respecta a los precios diarios, los más elevados de la cuarta semana de septiembre se alcanzaron el lunes. Ese día los precios superaron los 60 €/MWh en los mercados alemán, francés y británico. El precio diario más elevado, de 65,83 €/MWh, fue el de Gran Bretaña. En cambio, el precio diario más bajo de la semana, de 3,04 €/MWh, fue el del domingo 27 de septiembre en el mercado Nord Pool.

En cuanto a los precios horarios, el lunes 21 de septiembre, en la hora 20, se alcanzó un precio de 200,04 €/MWh en los mercados de Alemania, Bélgica, Francia y los Países Bajos. Para esa misma hora, en Gran Bretaña, el precio fue de 204,78 €/MWh. El precio horario alcanzado en Alemania y los Países Bajos fue el más elevado desde febrero de 2012.

Los elevados precios alcanzados el lunes 21 de septiembre estuvieron relacionados con niveles menores de producción nuclear en Francia. Pero el incremento generalizado de la producción eólica y el aumento de la producción solar en países como España y Portugal favorecieron posteriormente los descensos de precios de la cuarta semana de septiembre.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 28 de septiembre también habrá descensos de precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados.

Futuros de electricidad
Durante la cuarta semana de septiembre los mercados de futuros de electricidad europeos presentaron un comportamiento mayoritariamente a la baja para el producto del último trimestre del año en curso. Solamente se incrementaron los precios en el mercado ICE y el mercado NASDAQ de los países nórdicos y en el mercado EEX de Gran Bretaña, aunque este último en apenas un 0,1%. El mercado ICE británico terminó la semana con un precio idéntico al precio de cierre de la sesión del 18 de septiembre. En el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 1,9% del mercado EEX de Alemania y el 4,4% del mercado EEX de Francia.

En cuanto a los futuros para el próximo año calendario 2021, el comportamiento fue un poco más homogéneo. En este caso, los precios de Gran Bretaña se redujeron tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE. Solamente se opusieron a la bajada los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, con incrementos del 3,5% y 3,4% respectivamente. El mercado EEX de Alemania fue el de mayor bajada, de un 2,9%. Le siguieron muy de cerca con un 2,8% el mercado EEX de Francia y el mercado ICE de Bélgica y Países Bajos. El menor descenso se registró en el mercado OMIP de España y fue del 1,5%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE iniciaron la cuarta semana de septiembre con un descenso del 4,0% respecto a la última sesión de la semana anterior. Así, el precio de cierre del lunes 21 de septiembre fue de 41,44 $/bbl. Durante el resto de la semana los precios se recuperaron ligeramente, pero no alcanzaron los 42 $/bbl. El precio de cierre máximo de la semana, de 41,94 $/bbl, se registró el jueves 24 de septiembre y fue un 3,1% inferior al del jueves anterior.

Diversos factores amenazan con ejercer una influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en estos momentos. Por una parte, el incremento de casos de COVID‑19 y las restricciones a la movilidad que se puedan imponer para contener la propagación del coronavirus, además de un aumento de las tensiones comerciales entre China y Estados Unidos, podrían hacer disminuir la demanda. Por otra parte, la recuperación de la producción en Libia, la posibilidad de que Irak no cumpla con los niveles de producción pactados por la OPEP+ y el incremento de la producción en Estados Unidos, Irán y Rusia contribuirían a un mayor nivel de suministro. Sin embargo, esta semana se podría producir una huelga en el sector petrolero noruego, lo cual conllevaría una reducción en su producción.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, empezaron la cuarta semana de septiembre con aumentos de precios. EL miércoles 23 de septiembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 12,02 €/MWh. Este fue un 6,2% superior al del miércoles anterior y el más elevado desde la segunda mitad de febrero. En cambio, el jueves el precio de cierre retrocedió un 3,2%. Pero el viernes se recuperó hasta los 11,67 €/MWh.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, empezaron la cuarta semana de septiembre con una tendencia ascendente. El jueves 24 de septiembre se alcanzó el precio índice máximo de la semana, de 11,70 €/MWh, que también fue el más alto desde los registrados en la primera mitad de enero. Pero, los últimos días de la semana los precios descendieron y el precio índice de los días 26 y 27 de septiembre fue de 11,32 €/MWh.

Por otra parte, los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, después de registrar precios superiores a los 53 $/t durante la tercera semana de septiembre, el lunes 21 de septiembre tuvieron un precio de cierre de 52,80 $/t. Sin embargo, los precios aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 56,10 $/t el jueves 24 de septiembre. Este precio fue un 5,3% mayor al del jueves anterior y el más alto desde febrero. El viernes, el precio de cierre fue un 0,3% inferior, de 55,95 $/t.

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, en la cuarta semana de septiembre fueron inferiores a los de los mismos días de la semana anterior, pero se mantuvieron por encima de los 26 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 27,85 €/t, se registró el martes 22 de septiembre.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
En AleaSoft se está organizando la segunda parte del webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” que se llevará a cabo a finales de octubre, el día 29. En esta ocasión se continuará profundizando sobre los temas analizados en la primera parte del webinar, teniendo en cuenta cómo ha avanzado la pandemia de la COVID‑19 después del inicio del curso escolar y durante la primera parte del otoño en el hemisferio norte, así como la incertidumbre que existe sobre cuándo y cómo se producirá la salida de la crisis económica. El contenido del webinar comprende aspectos como la evolución de los mercados de energía en la recuperación económica, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. En esta ocasión, se contará con la presencia de dos ponentes invitados de la consultora Deloitte, Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory.

En AleaSoft se van actualizando periódicamente las curvas de precio de medio y largo plazo de los principales mercados eléctricos europeos, y en las mismas se tienen en cuenta los datos más actualizados de evolución de la economía, así como los escenarios de salida de la crisis económica. Estas previsiones están basadas en un modelo de previsiones con base científica cuya calidad se ha demostrado durante 21 años, aniversario que la empresa cumplirá el próximo 8 de octubre.

Los observatorios de mercados de energía, disponibles en el sitio web de AleaSoft, son una herramienta que permite 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/eolica-calma-precios-mercados-electricos-europeos-despues-picos-inicio-semana/

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Aleasoft: Demanda, gas y CO2 eclipsaron a la eólica provocando aumentos de precios en los mercados europeos

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Los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos subieron en la tercera semana de noviembre y el promedio semanal se ubicó por encima de 200 €/MWh en la mayoría de los casos. El aumento de la demanda y de los precios del gas y el CO2, este último hasta máximos históricos, eclipsaron a la producción eólica que aumentó en varios mercados. A estos elementos se unió una producción solar más baja en casi todos los mercados. Los futuros de electricidad también registraron subidas de forma generalizada

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 15 de noviembre la producción solar se incrementó en un 12% en el mercado italiano en comparación con la producción de la semana anterior. Sin embargo, en el mercado alemán la producción con esta tecnología descendió un 62%. En el mercado ibérico y el francés las bajadas fueron de un 24% y un 22%, respectivamente, para el mismo período analizado.

Para la última semana de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una recuperación en el mercado alemán respecto a la semana anterior. Por el contrario, en los mercados de España e Italia se prevé una menor producción con esta tecnología.

En la semana del 15 de noviembre la producción eólica aumentó en la mayoría los mercados analizados respecto a la semana precedente. El mercado alemán fue el de mayor incremento, de un 94%, seguido por el mercado ibérico con un aumento del 41%, el cual estuvo impulsado en gran medida por la subida del 153% que se registró en Portugal. En el mercado italiano la generación con esta tecnología fue muy similar a la de la semana anterior. La excepción fue el mercado francés, donde la producción eólica cayó un 22% para el mismo período.

Para la semana del 22 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican una mayor generación con esta tecnología en los mercados de Francia e Italia, mientras que para el resto de mercados se prevé que la producción eólica descenderá.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica registró subidas en la mayoría de mercados de Europa durante la semana del 15 de noviembre, respecto a la anterior. La disminución de las temperaturas medias en casi todos los mercados favoreció el incremento de la demanda. El mercado francés registró una subida de la demanda del 4,5% y mantuvo la tendencia ascendente por quinta semana consecutiva. En el resto de mercados donde la demanda aumentó, los ascensos fueron en su mayoría inferiores al 2,0%.

Por otro lado, el consumo de electricidad en el mercado británico se mantuvo prácticamente invariable en las últimas dos semanas, registrándose 5077 GWh en la del 8 de noviembre y 5076 GWh en la del 15 de noviembre. Sin embargo, en el mercado de Alemania la demanda retrocedió un 0,5%, influenciada por una subida de las temperaturas medias de 1,0 °C.

Para la semana del 22 de noviembre, se espera que la demanda registre aumentos en la mayoría de mercados eléctricos de Europa, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 15 de noviembre los precios de casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Alemania, con descensos del 18% y el 2,3% respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado N2EX del Reino Unido, del 26%, mientras que el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 14%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 15% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 20% del mercado EPEX SPOT de Francia.

En la tercera semana de noviembre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado IPEX de Italia, de 236,50 €/MWh, mientras que el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 60,97 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 167,52 €/MWh del mercado alemán y los 236,23 €/MWh del mercado británico.

El menor precio diario de la semana, de 30,74 €/MWh, se registró el viernes 19 de noviembre en el mercado Nord Pool. En cambio, el precio diario más elevado de la semana, de 307,70 £/MWh, se alcanzó el lunes 15 de noviembre en el mercado británico. Este precio fue el más alto desde mediados de septiembre. Además, ese día se alcanzó un precio de 2000,05 £/MWh a las 18:00 CET en el mercado N2EX. Este precio horario fue el más elevado desde el 15 de septiembre y el segundo más alto de la historia del mercado británico.

Durante la semana del 15 de noviembre, el incremento de la demanda y el descenso de la producción solar en la mayoría de los mercados favorecieron el incremento de los precios. Además, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 también ejerció una influencia al alza sobre los precios que eclipsó el incremento de la producción eólica que se registró en varios mercados. Sin embargo, en el caso de Alemania el aumento de la producción eólica sí permitió que los precios descendieran en este mercado.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 22 de noviembre los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados europeos, influenciados por el aumento generalizado de la demanda y el descenso de la producción eólica en países como Alemania, España y Portugal. En el caso del mercado MIBEL, los aumentos de precios también se verán favorecidos por el descenso de la producción nuclear en España debido a la parada de la Unidad I de la central nuclear de Almaraz para la recarga de combustible a partir del lunes 22 de noviembre. Esta parada coincidirá con las de las centrales nucleares Ascó I y Cofrentes, aunque se espera que a finales de semana se reanude la producción en la central nuclear de Ascó.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2022 registraron subidas en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting entre las sesiones del 12 y el 19 de noviembre. En el mercado EEX de Francia fue en el que ocurrieron las mayores subidas, con un incremento del 31%. Por otra parte, en el mercado ICE de países nórdicos ocurrieron las menores subidas, que fueron en este caso del 13%.

En este mismo período, el producto del próximo año 2022 también registró subidas en todos los mercados. En este caso, el mercado EEX de Francia también lideró las subidas, con un 18% de incremento, pero fue el mercado EEX de Italia el que registró los menores aumentos, con un precio de cierre en la sesión del 19 de noviembre un 9,4% superior al de la sesión del día 12.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE durante la tercera semana de noviembre se mantuvieron por debajo de los 82,50 $/bbl. El viernes 19 de noviembre se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 78,89 $/bbl. Este precio fue un 4,0% menor al del viernes anterior y el más bajo desde finales de septiembre.

La preocupación por el incremento de los contagios de COVID‑19 en Europa y por los efectos sobre la demanda de las medidas de confinamiento adoptadas en algunos países ejerció su influencia a la baja sobre los precios durante la tercera semana de noviembre. La posibilidad de que se adopten nuevas medidas de confinamiento en más países podría continuar afectando la evolución de la demanda y de los precios de los futuros de petróleo Brent en los próximos días.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la tercera semana de noviembre, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 95,17 €/MWh el jueves 18 de noviembre. Este precio fue un 27% mayor al del jueves anterior y el más elevado desde el 14 de octubre. Sin embargo, el viernes 19 de noviembre el precio descendió un 8,5% hasta los 87,13 €/MWh. Las noticias negativas sobre el proceso de certificación del gaseoducto Nord Stream 2 favorecieron las subidas de precios de la tercera semana de noviembre.

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, en la tercera semana de noviembre registraron precios de cierre por encima de los 65 €/t. Como consecuencia de los aumentos de precios de la semana, el viernes 19 de noviembre se alcanzó un precio de cierre de 69,35 €/t. Este precio, además de ser un 9,6% superior al del viernes anterior, fue el más alto de la historia.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting de las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El próximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting se realizará el 13 de enero de 2022 y en él también participarán ponentes de PwC España para continuar analizando los temas del webinar del 14 de enero de 2021. En el que también será el primer encuentro del próximo año, se analizarán las perspectivas de los mercados de energía europeos en el año 2022 y se tratará cómo impacta la situación regulatoria y del mercado eléctrico al desarrollo de los PPA.

En AleaSoft Energy Forecasting se realizan previsiones de precios de largo plazo de la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Una de las características principales de estas previsiones es que ofrecen valores a nivel horario en todo el horizonte de previsión de, al menos, 30 años, lo que permite estimar los ingresos de las plantas renovables durante toda su vida útil y, por tanto, las convierte en un input imprescindible en la financiación de proyectos de energías renovables. Las previsiones horarias también son necesarias en la valoración de carteras y en las auditorías, procesos en los que es fundamental este nivel de detalle de las previsiones.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/demanda-gas-co2-eclipsaron-eolica-provocando-aumentos-precios-mercados-europeos/

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AleaSoft: Los precios de los mercados eléctricos continuarán subiendo por la bajada prevista de la eólica

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En la tercera semana de junio los precios de los mercados eléctricos europeos continuarán subiendo, como ya sucedió la semana anterior en la mayoría de los mercados. El descenso de la producción eólica será la causa de la subida, además de la recuperación paulatina de la demanda. En la segunda semana de junio en algunos mercados los precios bajaron, como en MIBEL y Nord Pool. En este último el sábado 13 de junio se alcanzó el precio diario más bajo de los últimos nueve años, de 1,48 €/MWh

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar de la semana que terminó el domingo 14 de junio fue un 17% más baja en el mercado alemán en comparación con la primera semana de junio. En el mercado francés disminuyó un 5,8% y en el mercado italiano un 3,9%. Por el contrario, en Portugal y España la semana finalizó con un incremento en esta producción renovable del 16% y el 10% respectivamente.

En el análisis interanual, durante los 14 días transcurridos de junio la producción solar disminuyó un 14% en el mercado alemán, mientras que en el francés y el italiano se mantuvo con poca variación, inferior al ‑1%. Por el contrario, en la península ibérica la producción durante este período fue un 29% mayor que la del mismo período de 2019.

Para esta semana las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso de la producción solar en el mercado español, mientras que para Alemania e Italia se espera una recuperación.

Durante la segunda semana de junio también aumentó la producción eólica en la península ibérica, un 74% en el mercado portugués y un 44% en el mercado español en comparación con la semana anterior. Por el contrario en Alemania, Francia e Italia la generación eólica disminuyó en un 32%, un 23% y un 6,4% respectivamente.

En lo que va de mes de junio la producción eólica fue un 21% y un 3,7% más baja en los mercados de Portugal y Alemania respectivamente, en comparación con los mismos días de junio de 2019. En el extremo opuesto, la producción con esta tecnología aumentó en el mercado italiano un 97%, en el mercado español un 12% y en el mercado francés un 3,6%.

Para esta semana las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican una reducción en la producción eólica en todos los mercados europeos analizados.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica mostró signos de recuperación durante la semana pasada del 8 de junio, a la par que se suavizaban las medidas de confinamiento en los países europeos. Este factor, combinado con el efecto del festivo del 1 de junio, Lunes de Pentecostés, fueron las principales causas de las subidas en Francia, Bélgica y Países Bajos. Los ascensos fueron de más del 3% respecto a la semana del 1 de junio en Francia, Italia, Gran Bretaña, Bélgica y Países Bajos. En Francia se incrementó en un 3,7%. En el caso de Italia, el festivo por el Día de la República de Italia, celebrado el pasado 2 de junio, propició la subida de la demanda en un 6,1%. Gran Bretaña relajó algunas medidas de movilidad en las últimas dos semanas, lo que contribuyó a que la demanda eléctrica se recuperara por segunda semana consecutiva, alcanzando un ascenso del 5,0%. El incremento en el mercado belga fue del 4,9% respecto a la primera semana de junio, debido al festivo del 1 de junio y a la entrada en la fase 3 de recuperación que comenzó el lunes 8 de junio.

Por otro lado, en Alemania y Portugal la demanda eléctrica sufrió caídas del 1,3% y 6,2% respectivamente, a causa del efecto del festivo del Corpus Christi celebrado el jueves 11 de junio pasado.

En los observatorios de los mercados eléctricos, creados por AleaSoft, se puede analizar la evolución de la demanda eléctrica durante las últimas semanas. Los datos de los mercados eléctricos de Europa son actualizados diariamente.

Las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft indican que esta semana la demanda eléctrica superará a la de la semana pasada en gran parte de Europa, a partir de la retirada de las restricciones de movilidad en el espacio Schengen por parte de la Unión Europea, desde este lunes 15 de junio. En particular, se notarán las subidas en países que finalizaron los controles en las fronteras internas de Europa, como Alemania, Francia y Bélgica. En España este efecto será más visible cuando reabra sus fronteras con otros países Schengen el próximo domingo 21 de junio, y más aún a partir del 1 de julio cuando se abrirán las fronteras con Portugal.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 8 de junio, los precios aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados respecto a los de la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado MIBEL de España y Portugal, con descensos del 7,9%, el 11% y el 12% respectivamente. El mercado con la mayor subida de precios, del 45%, fue el mercado EPEX SPOT de Francia, seguido por el mercado EPEX SPOT de Bélgica y de los Países Bajos con incrementos del 42% y el 34% respectivamente. Mientras que el mercado donde el precio subió menos, un 20%, fue el mercado N2EX de Gran Bretaña.

El mercado con el precio promedio más bajo durante la pasada semana, de 2,88 €/MWh, fue otra vez el mercado Nord Pool. Mientras que el mercado con el precio promedio más elevado, de 31,23 €/MWh, fue el mercado N2EX, seguido por el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, con 26,42 €/MWh. En el resto de los mercados se alcanzaron precios promedio entre los 24,83 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 26,34 €/MWh del mercado IPEX de Italia.

La semana del 8 de junio, el descenso de la producción renovable en Europa permitió que los precios se incrementaran en la mayoría de los mercados eléctricos. Las excepciones fueron los mercados MIBEL y Nord Pool. En el caso del mercado MIBEL, la producción solar y, especialmente la eólica aumentaron en la Península Ibérica, lo que permitió el descenso de precios en España y Portugal. En el caso del mercado Nord Pool, la elevada producción hidroeléctrica, debido al deshielo, favoreció la bajada de los precios. En este mercado, el pasado sábado 13 de junio, se alcanzó el precio promedio más bajo de los últimos nueve años, de 1,48 €/MWh.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que esta semana del 15 de junio se alcanzarán precios superiores a los de la semana pasada en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, incluido el mercado MIBEL, debido al descenso generalizado de la producción eólica en Europa y la recuperación paulatina de la demanda eléctrica en la medida en que se suavizan las medidas tomadas para combatir la COVID‑19.

Futuros de electricidad
Entre las sesiones del 5 y el 12 de junio, los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre registraron bajadas en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft. Las excepciones fueron los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, que registraron incrementos en los precios en torno al 17% en ambos casos. En cuanto a los descensos, el mercado OMIP de España y Portugal fue el de mayor variación, del ‑5,8% en ambos países, seguido de cerca por el mercado EEX de España con un ‑5,6% de diferencia entre los cierres de las dos semanas. El resto de los mercados tuvieron bajadas de entre el 4,7% y el 1,2%.

En los precios de los futuros de electricidad para el 2021 se tuvo un comportamiento similar a los del producto trimestral. Los precios bajaron en casi todos los mercados excepto en los nórdicos. En este caso, el mercado ICE de los Países Bajos fue el de mayor variación en los precios, con una reducción del 3,2% entre las sesiones del 5 de junio y del 12 de junio. Si bien el mercado ibérico encabezó las bajadas en el producto trimestral, en el caso del producto anual fue el que menor descenso registró en sus precios, con una caída del 1,5% tanto en España como en Portugal, seguido por la variación del mercado EEX de España, del ‑1,8%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de agosto de 2020 en el mercado ICE, los primeros días de la semana del 8 de junio se mantuvieron por encima de los 40 $/bbl y fueron superiores a los de los mismos días de la primera semana de junio. Sin embargo, el jueves 11 de junio, se produjo un descenso del 7,6% respecto al día anterior. Ese día el precio de cierre fue de 38,55 $/bbl, el segundo más bajo en lo que va de mes, después del registrado el día 1 de junio. El viernes hubo una ligera recuperación, del 0,5%, hasta alcanzar un precio de cierre de 38,73 $/bbl, el cual todavía fue un 8,4% inferior al del mismo día de la semana anterior.

Los primeros días de la semana del 8 de junio, las noticias sobre el acuerdo según el cual la OPEP+ mantendría sus recortes de producción en julio, el aumento de los precios de venta oficiales de Arabia Saudí y los efectos de la tormenta tropical Cristóbal sobre la producción en el golfo de México contribuyeron a que los precios se mantuvieran por encima de los 40 $/bbl.

Sin embargo, los datos económicos negativos a nivel mundial y el aumento de las reservas de crudo de Estados Unidos ejercieron una influencia a la baja sobre los precios, devolviéndolos a los valores de principios de mes.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio de 2020 los primeros días de la semana pasada descendieron hasta alcanzar el precio de cierre mínimo de la semana, de 4,80 €/MWh, el miércoles 10 de junio. Pero, el jueves y el viernes se invirtió esta tendencia. Como resultado, el viernes 12 de junio se registró un precio de cierre de 5,27 €/MWh, el más elevado de la semana, pero un 7,6% inferior al del viernes anterior.

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, el martes de la semana pasada alcanzaron un precio índice de 5,14 €/MWh. Este precio fue un 50% mayor al del martes anterior y el más alto desde la primera mitad de mayo. Pero el miércoles y el jueves los precios descendieron hasta alcanzar el jueves 11 de junio un precio índice de 4,52 €/MWh, el más bajo de la semana y un 5,9% inferior al del jueves anterior. Los últimos días de la semana pasada, los precios se recuperaron y el precio índice del fin de semana fue de 4,89 €/MWh. Para este lunes 15 de junio, la recuperación continuó y el precio índice es de 5,01 €/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 segunda semana de junio descendieron desde los 47,15 $/t del lunes hasta los 44,65 $/t del jueves. El precio de cierre del jueves fue el más bajo en lo que va de mes. Pero el viernes los precios se recuperaron, cerrando en 45,50 $/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 segunda semana de junio, los precios de cierre tomaron valores entre los 22,91 €/t del miércoles 10 de junio y los 22,00 €/t del viernes 12 de junio. Pese a que se registraron descensos la mayor parte de los días, el promedio semanal, de 22,48 €/t, fue superior al de la semana del 1 de junio, de 22,11 €/t.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
El próximo 25 de junio AleaSoft impartirá la tercera parte del Webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa”. Los temas a tratar serán la evolución de los mercados de energía europeos y la financiación de proyectos de energías renovables durante la crisis del coronavirus. En la segunda hora se realizará una mesa de debate y preguntas en la que participarán los ponentes Pablo Otín, Director General y cofundador, en Powertis, Miguel Ángel Amores, Gerente de Energía Renovables, en Triodos Bank, Oriol Saltó, Director de Análisis de Datos y Modelización, en AleaSoft y Antonio Delgado Rigal, Director General y fundador, en AleaSoft.

El seguimiento de la evolución de los principales mercados de energía también se puede realizar en el observatorio de AleaSoft. Esta herramienta incluye información actualizada de la demanda, los precios y otras variables de los mercados que son visualizadas mediante gráficos comparativos de las últimas semanas.

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AleaSoft: La demanda eléctrica de Europa comienza a recuperarse con el inicio del desconfinamiento

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La demanda eléctrica de Europa ha comenzado a recuperarse en los mercados en los que ha empezado el desconfinamiento. A esto se unió que en la primera semana de mayo la producción eólica se redujo en el continente, provocando un aumento de los precios, aunque continuaron por debajo de 30 €/MWh. El petróleo Brent también mostró signos de recuperación ante el inicio de la relajación de las medidas tomadas para frenar la COVID‑19. Por otra parte, el gas sigue en mínimos históricos

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana que terminó ayer domingo 10 de mayo fue mayor que la semana anterior en la mayoría de los mercados europeos. En el mercado francés la producción aumentó un 35%, mientras que en el mercado alemán creció un 32% y en el italiano un 13%. Por el contrario en la península ibérica se registró una disminución del 1,2%.

Durante los primeros 10 días de mayo la producción con esta tecnología fue más alta en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con iguales días de 2019. La mayor variación fue en el mercado español con un aumento interanual del 57%. También fue considerable el aumento del 39% en Italia. En el resto de los mercados la variación fue de entre el 30% y el 11%.

Para esta semana las previsiones de producción solar de AleaSoft indican un descenso de la producción solar en los mercados alemán, español e italiano.

La producción eólica disminuyó la semana pasada en todos los mercados analizados en AleaSoft. En el observatorio del mercado MIBEL de España se puede observar una fuerte disminución para este mercado que fue uno de los que presentaron grandes variaciones al terminar la semana con una reducción en la producción cercana al 33%.

Sin embargo, el mercado en el que se registró la mayor variación fue el francés, con una disminución de la producción del 47%. Se debe destacar la disminución del 36% en el mercado alemán, que fue la mayor de todos los mercados en términos absolutos.

En lo que va de mes de mayo la producción eólica fue también menor en comparación con iguales días de mayo de 2019, en la mayoría de los mercados europeos. La mayor reducción fue en el mercado alemán, en el que se registró una producción un 36% más baja. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft la producción con esta tecnología disminuyó entre un 17% y un 21%.

Para esta semana las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican aumentos de las producciones en los mercados alemán y francés.

Demanda eléctrica

La demanda eléctrica tuvo un comportamiento dispar en los mercados europeos durante la semana pasada respecto a la del 27 de abril. El efecto de la desescalada del confinamiento se empezó a notar en Italia y unido al efecto de laboralidad del festivo del 1 de mayo, la demanda se incrementó un 12% en este mercado. En España también se están suavizando las medidas de confinamiento y fue una de las causas por las que la demanda ascendió un 3,1% la semana pasada. El aumento de 3,1 °C de las temperaturas medias y el festivo del 8 de mayo en Gran Bretaña influyeron en la caída del 9,9% en este país. Similarmente, la influencia del aumento de 2,0 °C y la celebración del Día de la Victoria el 8 de mayo, contribuyeron al descenso del 2,5% en Francia. En los mercados de Bélgica y Alemania los incrementos fueron del 5,1% y 2,1%, siendo la festividad del 1 de mayo de la semana anterior la principal causa de este ascenso. Por otro lado, en Portugal se registró una caída del 1,1% y en Países Bajos la bajada fue menor que el 0,1%.

En los observatorios de demanda eléctrica de AleaSoft se pueden analizar las variaciones que ha registrado la demanda en las últimas semanas.

En los próximos, las previsiones de demanda eléctrica de AleaSoft indican que la demanda se irá recuperando en la medida en que se avance en el desconfinamiento en los distintos mercados.

Mercados eléctricos europeos
La semana pasada los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a los registrados la semana anterior, con la excepción del mercado N2EX de Gran Bretaña, que registró un descenso del 5,0%. El mercado con la mayor subida de precios, del 49%, fue el mercado MIBEL de España y Portugal, seguido por el mercado EPEX SPOT de Francia con un incremento del 41%. Mientras que los mercados donde los precios subieron menos fueron el EPEX SPOT de los Países Bajos y el Nord Pool de los países nórdicos, con aumentos del 7,6% y del 12% respectivamente.

El mercado con el precio promedio más bajo de la semana pasada, de 8,15 €/MWh, volvió a ser el mercado Nord Pool, mientras que el mercado con el precio promedio más elevado, de 27,89 €/MWh, fue el N2EX, seguido por el mercado IPEX de Italia, con 24,55 €/MWh. El resto de los mercados registraron precios promedio entre los 17,68 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 21,68 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.

Por otra parte, durante la semana pasada no hubo precios negativos en los mercados eléctricos analizados. Pero en la madrugada de hoy 11 de mayo, se produjeron precios horarios negativos en los mercados N2EX y EPEX SPOT de Francia y Bélgica. Los precios más bajos son los de la hora 5, de ‑2,24 €/MWh en el mercado francés, de ‑2,29 €/MWh en el mercado británico y de ‑4,98 €/MWh en el mercado belga. Pese a esto, los precios promedio diarios del día 11 de mayo son positivos en todos los mercados.

Los aumentos de precios registrados la semana pasada son debidos principalmente a un descenso generalizado de la producción eólica en Europa. En el caso de Gran Bretaña, se produjo una disminución del 9,9% en la demanda que favoreció el descenso de los precios en este mercado.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que esta semana los precios disminuirán en la mayoría de los mercados europeos analizados pues se espera un incremento en la producción eólica en países como Alemania y Francia.

Futuros de electricidad
Durante la semana pasada del 4 de mayo, los precios de los futuros de electricidad para el tercer trimestre de 2020 tuvieron comportamientos heterogéneos en los mercados analizados en AleaSoft. Registraron bajadas el mercado EEX de Alemania, España, Italia y Gran Bretaña y el mercado OMIP de España y Portugal. La mayor bajada la registró el mercado EEX de España, mientras que en el mismo mercado, Alemania registró la menor bajada, de tan solo un 0,1% siendo así además el mercado en el que menos varió el precio respecto al cierre de la semana anterior, el 30 de abril. Por otra parte, los mercados EEX de Francia, ICE de Gran Bretaña, Bélgica, Países Bajos y los países nórdicos y NASDAQ de los países nórdicos, registraron subidas de su precio durante la semana pasada.

En el caso de los futuros de electricidad para el próximo año 2021 el comportamiento de los mercados durante la semana pasada fue fundamentalmente al alza, salvo en la península ibérica. Tanto el mercado EEX de España como el mercado OMIP de España y Portugal registraron una bajada del 0,7% en el precio de este futuro. En el resto de mercados las variaciones se sitúan entre el aumento del 1,2% del mercado EEX de Italia y el aumento del 4,2% del mercado ICE de los países nórdicos.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el mes de julio de 2020 en el mercado ICE iniciaron la semana pasada con aumentos de precio y el martes 5 de mayo alcanzaron el precio de cierre máximo de la semana, de 30,97 $/bbl, un 36% superior al del martes anterior. Pese a que el miércoles y el jueves se registraron descensos, el viernes los precios se recuperaron hasta repetir el precio de cierre del martes. En promedio, durante la semana pasada los precios fueron un 21% superiores a los de los mismos días de la semana anterior.

Las expectativas de un aumento de la demanda en algunos países a medida que las restricciones impuestas para frenar la propagación de la COVID‑19 se vuelven menos estrictas permitió la recuperación de los precios de la semana pasada. También contribuyó a esta recuperación el comienzo en mayo de las reducciones de producción pactadas por la OPEP+ y el descenso de la producción en Estados Unidos. Sin embargo, los niveles de las reservas siguen siendo elevados y los recortes en la producción de petróleo todavía no son suficientes para compensar el descenso en la demanda, lo que dificulta la recuperación de los precios.

Los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de junio de 2020 la semana pasada se mantuvieron por debajo de los 6 €/MWh y todos los días fueron inferiores a los de los mismos días de la semana anterior. El martes 5 de mayo se alcanzó un precio de cierre de 5,67 €/MWh, que es un 11% inferior al del martes anterior y el más bajo de los últimos dos años. Pero, los aumentos del miércoles y el jueves permitieron que el precio de cierre del viernes 8 de mayo, de 5,83 €/MWh, fuera sólo 0,01 €/MWh inferior al del viernes anterior.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, alcanzó el precio índice máximo de la semana pasada, de 5,49 €/MWh, el martes 5 de mayo. Posteriormente, los precios descendieron hasta registrar un nuevo mínimo histórico de 5,30 €/MWh para el viernes, el sábado y el domingo, el cual fue inferior a los mínimos registrados en octubre de 2009. Hoy lunes 11 de mayo el precio se ha recuperado hasta los 5,47 €/MWh, pero este precio todavía es 0,01 €/MWh inferior que el del lunes anterior.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de junio de 2020 la semana pasada fueron superiores a los de la semana anterior. El precio máximo de la semana pasada, de 43,15 $/t, se alcanzó el miércoles, 6 de mayo, el cual fue un 5,5% superior al del miércoles anterior. El jueves y el viernes se registraron descensos, pero el precio de cierre del viernes todavía fue de 42,40 $/t, un 1,3% superior al del viernes 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, la semana pasada se mantuvieron por debajo de los 20 €/t. El precio de cierre mínimo de la semana se alcanzó el miércoles 6 de mayo. Este fue de 19,00 €/t, un 5,9% inferior al del miércoles de la semana anterior y el más bajo desde el 3 de abril. En la sesión de hoy los precios han continuado por debajo de los 20 €/t.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
Para analizar la evolución de la demanda y los precios de los principales mercados eléctricos europeos se puede consultar el observatorio de mercados eléctricos de la web de AleaSoft. Actualmente está disponible para los mercados MIBEL, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y POLPX.

El próximo 21 de mayo se realizará el webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa (II)”. El objetivo es analizar la evolución de los mercados eléctricos durante la crisis del coronavirus y además, se hablará sobre la financiación de los proyectos de energías renovables en la situación actual.

Para más información, dirigirse al siguiente enlace:https://aleasoft.com/es/demanda-electrica-europa-comienza-recuperarse-inicio-desconfinamiento/

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AleaSoft: Los precios de los mercados eléctricos continuaron subiendo aunque con menos impulso

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Los precios de los mercados eléctricos siguieron subiendo en la segunda semana de julio aunque con menos impulso del que habían tenido en semanas anteriores. Aún así en varios mercados se registraron máximos históricos. La disminución de la demanda y el aumento de la producción eólica favorecieron que los precios bajaran en algunos casos. Los precios del CO2, gas y Brent cayeron después de registrar máximos históricos el lunes para volver a subir el viernes, aunque sin alcanzar los valores récord

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la semana del 5 de julio la producción solar aumentó un 13% en el mercado francés y un 6,0% en el mercado italiano en comparación con la semana anterior. Por el contrario en los mercados de Alemania, España y Portugal la producción solar se redujo entre un 7,9% y un 9,6%.

Para la semana del 12 de julio las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que la misma aumentará en el mercado de alemán, pero se espera una reducción en los mercados de España e Italia.

Durante la semana del 5 de julio la producción eólica aumentó un 62% en el mercado francés en comparación con la semana anterior. En la península ibérica la producción aumentó un 30% mientras que en el mercado alemán la subida fue del 13%. Sin embargo en el mercado italiano se registró una reducción de la producción con esa tecnología del 33%.

Para la semana del lunes 12 de julio las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que la misma será mayor a la registrada la semana anterior en todos los mercados analizados por AleaSoft.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica descendió en la mayoría de mercados eléctricos europeos en la semana del 5 de julio respecto a la semana anterior. De forma general, las disminuciones registradas fueron inferiores al 1,5%. Los mercados de Bélgica, Gran Bretaña, Italia y Alemania registraron las caídas más notables, que estuvieron entre el 0,9% y el 1,2%. Por otra parte, el aumento de las temperaturas medias en Portugal y España, favoreció la subida de la demanda en alrededor de un 2,0% en estos mercados.

Se espera que la demanda se recupere en Gran Bretaña en la semana del 12 de julio respecto a la semana precedente y que en el resto de mercados de Europa se mantenga la misma tendencia que en la semana del 5 de julio, según las previsiones de demanda de AleaSoft.

Mercados eléctricos europeos

La semana del 5 de julio los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. Sin embargo, en el mercado IPEX de Italia los precios descendieron un 3,0% y en el mercado EPEX SPOT de Bélgica y de los Países Bajos hubo descensos del 2,8% y del 2,2% respectivamente, mientras que en el mercado francés no se registraron variaciones. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 8,8%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 1,1%.

En la segunda semana de julio el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX del Reino Unido, de 109,13 €/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX, de 100,45 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool de los países nórdicos, de 56,58 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 86,27 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgica y los 93,51 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal.

Durante la segunda semana de julio, los precios diarios superaron los 105 €/MWh todos los días en el mercado británico, del 6 al 8 de julio en el mercado italiano y el 8 de julio en el mercado alemán. En el caso del mercado IPEX, el día 7 de julio se alcanzó un precio de 112,73 €/MWh, que fue el más alto de este mercado desde julio de 2015. En el mercado alemán, el precio del jueves 8 de julio, de 109,04 €/MWh fue el más elevado desde octubre de 2008.

Por otra parte, pese a que sus precios diarios no alcanzaron los 100 €/MWh, también se registraron records en los mercados de Bélgica, Francia y los Países Bajos. En los dos primeros, con precios de 98,16 €/MWh y 98,10 €/MWh respectivamente, el 7 de julio se alcanzaron los precios más altos desde noviembre de 2018. En el caso de los Países Bajos, el día 8 de julio, se registró un precio diario de 96,04 €/MWh, el más elevado desde febrero de 2012.

Durante la segunda semana de julio, el descenso de la demanda y la recuperación de la producción eólica en la mayoría de los mercados contribuyeron a que en algunos mercados eléctricos europeos los precios llegasen a descender a pesar de los precios del CO2 y gas continúan altos. Sin embargo, el descenso puntual de la producción eólica diaria favoreció los precios diarios récord alcanzados en países como Alemania e Italia.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 12 de julio los precios podrían descender en la mayoría de los mercados europeos, favorecidos por el incremento generalizado de la producción eólica en Europa.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el último trimestre de 2021 tuvieron un comportamiento heterogéneo en los mercados europeos si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 2 y 9 de julio. Por una parte, en el mercado EEX de Alemania, Francia, España e Italia; el mercado OMIP de España y Portugal y el mercado ICE de Países Bajos se redujeron los precios. Las bajadas registradas en estos mercados se sitúan entre el 1,0% y el 2,9%. Por otra parte, en el mercado EEX de Reino Unido, el mercado ICE de Reino Unido, Bélgica y los países nórdicos, así como en el mercado NASDAQ de los países nórdicos, los precios registraron subidas, que se encuentran en su mayoría entre el 0,2% y el 1,2%. La excepción es el área nórdica, donde las subidas en el mercado ICE y NASDAQ fueron del 12% y 13% respectivamente.

En cuanto a los futuros de electricidad para el próximo año, el comportamiento también fue dispar. Los precios solo aumentaron en los mercados de los países nórdicos, tanto en ICE como en NASDAQ, así como en los mercados de Reino Unido, tanto en EEX como en ICE, con subidas de entre el 0,3% y el 6,1%. El mercado OMIP de España y Portugal terminó la semana con el mismo precio de cierre de la semana anterior para este producto en ambos países. En el resto de mercados analizados en AleaSoft se registraron bajadas de entre el 0,4% y el 2,2%.

Brent, combustibles y CO2
El lunes 5 de julio, los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2021 en el mercado ICE registraron un precio de cierre de 77,16 $/bbl. Este precio fue un 4,1% mayor al del lunes anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, el martes y el miércoles se produjeron descensos de precios, siendo el precio de cierre del miércoles de 73,43 $/bbl. En las últimas sesiones de la semana, los precios se recuperaron hasta alcanzar un precio de cierre de 75,55 $/bbl el viernes 9 de julio.

La falta de un acuerdo sobre el incremento de las cuotas de producción de la OPEP+ ejerció su influencia sobre la evolución de los precios durante la segunda semana de julio. La incertidumbre sobre el posible incremento de los niveles de producción en agosto se mantendrá mientras continúen las negociaciones sobre la asignación de las cuotas de producción entre los países miembros de la OPEP+. En el caso de que no se alcanzase un acuerdo sobre el incremento de producción, en agosto se mantendrían los actuales niveles, los cuales favorecerían el incremento de los precios si la demanda sigue recuperándose. Sin embargo, también existe preocupación por la expansión de la variante delta del coronavirus, la cual está causando nuevas restricciones de movilidad.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2021, el lunes 5 de julio alcanzaron un precio de cierre de 37,94 €/MWh. Este precio fue un 18% superior al del lunes anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, el martes y el miércoles los precios descendieron bruscamente hasta los 32,34 €/MWh. Posteriormente, los precios se recuperaron y el precio de cierre del viernes 9 de julio fue de 36,63 €/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, el lunes 5 julio alcanzaron un precio de cierre de 57,87 €/t. Este precio fue un 4,3% mayor al del lunes anterior y el más alto del último año. Sin embargo, el martes los precios iniciaron una tendencia descendente hasta alcanzar un precio de cierre de 52,35 €/t el jueves 8 de julio. Este precio fue un 9,2% inferior al del mismo día de la semana anterior y el más bajo de las últimas tres semanas. El viernes el precio volvió aumentar y el precio de cierre fue de 54,25 €/t, todavía un 5,4% menor al del viernes anterior.

El día 14 de julio la Comisión Europea hará pública su propuesta para cumplir los nuevos objetivos de reducción de emisiones para 2030. Esta podría suponer el fin de la asignación gratuita de derechos de emisión a determinados sectores a partir de 2023. Esta propuesta podría favorecer nuevos incrementos de precios en la tercera semana de julio.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El próximo jueves 15 de julio se realizará el webinar de AleaSoft “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Mercados eléctricos europeos: cierre semestral. Visión de futuro: hidrógeno verde”. En el encuentro se realizará el análisis del comportamiento de los mercados eléctricos europeos durante el primer semestre de 2021, un período que estuvo marcado por el aumento de los precios del CO2 y el gas. El análisis abarcará los mercados que habitualmente se analizan en los webinars mensuales de AleaSoft, pero también otros mercados que pueden presentar oportunidades para los agentes del sector como los de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia. Además se expondrán las perspectivas de los mercados de energía en el segundo semestre de 2021 y la visión de futuro de AleaSoft sobre el papel que tendrá el hidrógeno verde en la transición energética. Los ponentes serán los doctores Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling y Antonio Delgado Rigal, CEO, ambos de AleaSoft.

Teniendo en cuenta el aumento de los precios del CO2 y el gas, en AleaSoft se están realizando promociones especiales de los servicios de previsiones de precios de largo plazo, imprescindibles para la financiación de proyectos de energías renovables, y de los de corto y medio plazo, necesarios en la explotación de parques eólicos y fotovoltaicos y en la gestión de la energía de comercializadoras, grandes consumidores, utilities y traders.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-continuaron-subiendo-menos-impulso/

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AleaSoft: Los precios de varios mercados europeos bajaron aunque los niveles siguen siendo altos

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Durante la segunda semana de octubre, los precios de varios mercados europeos bajaron respecto a los de la semana anterior, favorecidos por el descenso de los precios del gas y el CO2 y el aumento de la eólica en algunos mercados durante este período. Aún así, los niveles de precios en los mercados eléctricos continúan siendo elevados, con promedios semanales que superaron los 150 €/MWh en casi todos los casos y los 245 €/MWh en el caso de Reino Unido

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó un 24% en el mercado italiano durante la semana del 11 de octubre en comparación con la producción de la semana precedente, y un 8,0% en el mercado francés. Sin embargo, en el mercado ibérico y en el alemán la producción fue un 12% y 22% menor, respectivamente

Para la semana del 18 al 24 de octubre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la misma disminuirá en el mercado italiano, mientras que en los mercados de Alemania y España se espera una ligera recuperación.

La producción eólica creció un 46% en el mercado alemán durante la segunda semana de octubre en comparación con la producción registrada durante la primera semana del mes, mientras que en el mercado italiano el incremento fue del 31%. Por el contrario, en el mercado francés la producción se redujo un 55% y en la península ibérica un 22%.

Para la tercera semana de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento en todos los mercados excepto en el italiano.

Demanda eléctrica
En la semana del 11 de octubre las temperaturas medias bajaron respecto a las de la semana anterior en la mayor parte de los mercados europeos analizados por AleaSoft Energy Forecasting. Esto propició que la demanda eléctrica aumentara en la mayoría de los mercados si se comparan los valores registrados durante esas dos semanas. El mayor incremento se registró en el mercado francés, el cual fue de un 6,5%. En los mercados de Bélgica, Países Bajos, Portugal y Gran Bretaña también se registraron ascensos por encima del 3,0%. En el caso de España, donde el 12 de octubre se celebró el día de la Hispanidad, la demanda bajó un 3,9%. Según las estimaciones realizadas por AleaSoft Energy Forecasting, si se corrige el efecto de ese festivo, la demanda se sitúa en un nivel similar al de la semana que comenzó el 4 de octubre.

Según las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting, en la semana del 18 de octubre la demanda eléctrica aumentará en los mercados de España, Portugal, Gran Bretaña y Países bajos, porque se espera que las temperaturas bajen. En el resto de mercados las temperaturas subirán y la demanda será similar o menor a la registrada en la semana del 11 de octubre.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 11 de octubre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting descendieron. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido, con una subida del 3,5%, y el mercado EPEX SPOT de Bélgica y de Francia, con aumentos del 3,3% y el 0,2% respectivamente. Por otra parte, la mayor caída de precios fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 24%, mientras que la menor fue la del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, del 0,6%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 6,1% del mercado IPEX de Italia y el 14% del mercado EPEX SPOT de Alemania.

En la segunda semana de octubre, el precio promedio semanal más elevado fue el del mercado N2EX, de 245,35 €/MWh, seguido por el del mercado IPEX, de 210,46 €/MWh. En cambio, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 62,06 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 158,13 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 205,56 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal.

Por otra parte, el precio diario más elevado de la semana, de 353,93 €/MWh, se alcanzó el viernes 15 de octubre en el mercado británico, el cual fue el más alto de este mercado desde los precios récord alcanzados a mitad de septiembre. El viernes también se registró el menor precio diario de la semana, de 25,16 €/MWh. Esto ocurrió en el mercado Nord Pool y fue el segundo precio más bajo en lo que va de semestre en los países nórdicos.

Durante la segunda semana de octubre, el incremento de la producción eólica en países como Alemania e Italia favoreció los descensos de precios. En el caso del mercado español, la caída de la demanda por el festivo del 12 de octubre también ejerció su influencia a la baja sobre los precios de la electricidad. Además, los precios del gas y el CO2 bajaron respecto a los de la semana anterior, propiciando los descensos de los precios de los mercados eléctricos.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 18 de octubre los precios podrían descender en la mayoría de los mercados, influenciados por el incremento generalizado de la producción eólica. Sin embargo, en Italia, donde se espera un descenso de la producción con estas tecnologías, el precio podría aumentar. También se esperan subidas de precios en el mercado MIBEL pese al incremento de la producción renovable en la península ibérica. Este aumento estará favorecido por la parada para recargar de la central nuclear Ascó I.

Futuros de electricidad
Durante la segunda semana de octubre los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2022 registraron subidas en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Las excepciones fueron los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos, en los que se registraron bajadas si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 8 y el 15 de octubre, de un 2,5% y un 3,4% respectivamente. En el resto de mercados las subidas se situaron entre el 1,2% registrado en el mercado EEX de Reino Unido y el 11% del mercado EEX de Francia.

En cuanto al producto del siguiente año, 2022, se observó una situación similar. Los mercados de los países nórdicos registraron bajadas del 5,2% en el caso del mercado ICE y el 6,1% en el mercado NASDAQ. Mientras tanto, en el mercado EEX de Francia se registró un incremento del 12%, seguido muy de cerca por el mercado EEX de Italia, Alemania y España y el mercado OMIP de España y Portugal. El mercado en que los precios mostraron el incremento más bajo fue nuevamente el EEX de Reino Unido, en este caso con un 5,7% de aumento.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE, durante la segunda semana de octubre se mantuvieron por encima de los 83 $/bbl. El precio de cierre máximo de la semana, de 84,86 $/bbl, se alcanzó el viernes 15 de octubre. Este precio fue un 3,0% superior al del viernes anterior y el más alto desde octubre de 2018. Pero en la sesión del lunes 18 de octubre estos futuros se negociaron por encima de los 85 $/bbl.

Los precios de los futuros de petróleo Brent continúan aumentando debido a la recuperación de la demanda. Además del incremento de la movilidad, el aumento del uso del petróleo y sus derivados en la generación de electricidad también está contribuyendo al incremento de la demanda. Este aumento se debe a la sustitución del gas y del carbón en la producción eléctrica debido a sus altos precios. Por otra parte, esta semana se han de reanudar las negociaciones sobre el tratado sobre energía nuclear de Irán. Se espera que la evolución de las negociaciones ejerza su influencia sobre los precios de los futuros por la posibilidad de que se levanten las sanciones a las exportaciones de crudo de Irán.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 11 de octubre continuaron con los descensos de los últimos días de la primera semana de octubre, pero a partir del martes 12 de octubre los precios empezaron a recuperarse. El jueves 14 de octubre se alcanzó el precio de cierre más alto de la semana de 102,17 €/MWh. Este precio fue un 5,8% mayor al del jueves anterior, pero más de 13 €/MWh menor que el record histórico de 116,02 €/MWh alcanzado el martes 5 de octubre.

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, casi toda la segunda semana de octubre se mantuvieron por debajo de los 60 €/t. La única excepción fue el jueves 14 de octubre, cuando se alcanzó un precio de cierre de 61,44 €/t.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El análisis de la evolución de los mercados de energía europeos es uno de los temas de los webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting. En el último, realizado el 7 de octubre, se analizó también el estado actual de la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras de la mano de dos ponentes invitados de Deloitte España. Los clientes de Deloitte España y de AleaSoft Energy Forecasting pueden solicitar la grabación aquí.

El próximo webinar organizado por AleaSoft Energy Forecasting se realizará el 11 de noviembre, contando esta vez con la participación de ponentes invitados de Engie España. En el mismo se continuará hablando sobre financiación de proyectos de energías renovables y se actualizará el análisis de la evolución de los mercados de energía europeos.

Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft Energy Forecasting, participará el miércoles 20 de octubre a las 17:45 en la mesa de análisis sobre financiación que se realizará en el marco del VIII Foro Solar de la UNEF. En esta mesa se analizará si los cambios regulatorios recientes han supuesto un empeoramiento en las condiciones de financiación para los proyectos fotovoltaicos y si en las condiciones actuales continúan siendo financiables los proyectos a mercado.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-varios-mercados-electricos-europeos-bajaron-aunque-siguen-altos/

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AleaSoft: Los precios de los mercados comienzan a bajar por la subida de la eólica y las temperaturas

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Durante la tercera semana de enero se espera que bajen los precios de los mercados eléctricos europeos, algo que ya sucedió durante la segunda del mes en algunos mercados. Las causas serán el aumento de la producción eólica y la recuperación de las temperaturas, que además de provocar una caída de la demanda, propiciarán el descenso de los precios del gas. Durante la segunda semana de enero, los altos precios del gas y del CO2 provocaron el incremento de los precios de algunos mercados eléctricos de Europa

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft durante la segunda semana de enero en comparación con la semana anterior. El mayor aumento fue del 115% y se registró en el mercado español. En el mercado italiano aumentó un 91% mientras que en mercado portugués el aumento fue de un 76%. En el mercado alemán creció un 53% y en el mercado francés un 6,8%.

Para la semana que comenzó el 18 de enero, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que en los mercados de España e Italia la producción disminuirá en comparación con la semana anterior. En el mercado alemán se prevé que la producción varíe poco en comparación con la semana precedente.

Durante la segunda semana de 2021, la producción eólica disminuyó un 46% en el mercado portugués en comparación con la semana anterior. Sin embargo, en el resto de mercados europeos analizados la producción con esta tecnología subió. En el mercado francés fue un 168% superior, mientras que en el mercado alemán se registró un aumento del 93%. En el resto de los mercados la producción creció entre un 16% y un 25%.

Para la semana que concluye el domingo 24 de enero, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican que se producirá un aumento en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior.

Demanda eléctrica
En la semana del 11 de enero la demanda eléctrica registró crecimientos cercanos al 10% en algunos mercados europeos respecto a la semana precedente. Las temperaturas medias bajaron alrededor de 1 °C en Alemania e Italia, lo que propició los ascensos de la demanda en los mercados de estos territorios, de 9,5% y 16% respectivamente. En España y Bélgica, donde las temperaturas medias fueron superiores a las de la semana anterior, se registraron subidas de menor escala, del 5,5% y del 1,5% respectivamente. En algunos casos la recuperación de la demanda estuvo favorecida por el regreso a la actividad después de las vacaciones de Navidad e inicios de año. Por otro lado, en el resto de mercados la semana concluyó con caídas de la demanda de hasta el 5,5% de Francia.

Las previsiones de demanda de AleaSoft indican que en la semana del 18 de enero la demanda bajará en la mayoría de los mercados europeos, mientras que, en Italia y Gran Bretaña subirá ligeramente respecto a los valores de la semana anterior.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 11 de enero, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft continuaron aumentando respecto a los de la semana anterior. Sin embargo, en los mercados EPEX SPOT de Alemania, Bélgica y Francia y en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, los precios empezaron a descender. El mayor descenso fue el del mercado alemán, del 6,4%. Por lo que respecta a las subidas de precios, el mercado con el mayor aumento de precios, del 39%, fue el mercado N2EX del Reino Unido. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 2,8% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 6,9% del mercado IPEX de Italia.

La segunda semana de enero, los precios promedio semanales fueron superiores a 55 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado Nord Pool, con un promedio de 49,03 €/MWh. En cambio, el mercado con el promedio más elevado, de 131,58 €/MWh, fue el mercado del Reino Unido, seguido por el mercado MIBEL de Portugal y de España, con promedios de 80,23 €/MWh y 79,22 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 55,72 €/MWh del mercado alemán y los 67,59 €/MWh del mercado italiano.

Por lo que respecta a los precios diarios, destaca el precio del día 13 de enero en el mercado británico, de 198,79 £/MWh. Este precio diario es el más elevado alcanzado en este mercado al menos desde enero de 2010. Ese día, el precio horario más elevado en el mercado N2EX fue el de la hora 19, de 1499,62 £/MWh, el cual también fue el más elevado de los últimos once años. El día 14 de enero se volvieron a superar las 1400 £/MWh a la misma hora, aunque el precio fue ligeramente inferior, de 1494,65 £/MWh.

La segunda semana del año, el incremento de la producción renovable eólica y solar en países como Alemania y Francia permitió que los precios empezaran a descender en algunos mercados eléctricos. Por otra parte, las subidas de precios estuvieron impulsadas por el incremento de los precios del gas, por los altos precios que está registrando el CO2 y en algunos casos por el aumento de la demanda.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 18 de enero se producirá un descenso generalizado de los precios en los mercados eléctricos europeos favorecido por un incremento significativo de la producción eólica en Europa y la recuperación de las temperaturas, que se espera que también propicien el descenso de los precios del gas.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre de 2021 registraron una bajada generalizada en los mercados europeos analizados en AleaSoft. El mercado EEX de España fue el de mayor diferencia entre las sesiones del 8 de enero y del 15 de enero, con un decremento del 6,7%. Le siguió muy de cerca el mercado OMIP de España y Portugal con bajadas de 6,4% en ambos países. En el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 3,5% y el 5,2%.

El producto del año calendario 2022 también registró bajadas de precios en todos los mercados. En este caso el mercado NASDAQ de los países nórdicos, seguido muy de cerca por el mercado ICE de la misma región, fueron los de mayor variación porcentual, al reducir sus precios en un 11% y 10% respectivamente. El mercado EEX de Italia fue en el que menos variaron los precios entre las sesiones analizadas, con un decremento del 2,2%.

Brent, combustibles y CO2
Casi toda la segunda semana de enero, los futuros de petróleo Brent para el mes de marzo de 2021 en el mercado ICE registraron precios superiores a los de los mismos días de la semana anterior. El precio de cierre máximo de la semana, de 56,58 $/bbl, se alcanzó el martes 12 de enero. Este precio fue un 5,6% superior al del martes anterior y el más alto desde febrero de 2020. En cambio, el precio de cierre más bajo de la semana, de 55,10 $/bbl, fue el del viernes 15 de enero, el cual fue un 1,6% inferior al del viernes anterior.

El incremento de contagios de COVID‑19 a nivel mundial y las nuevas medidas de confinamiento frenaron la semana pasada la tendencia ascendente de los precios de los futuros del petróleo. Esta tendencia se había visto favorecida por el inicio de las vacunaciones en muchos países y por los compromisos adquiridos por la OPEP+ para limitar su producción. Sin embargo, la evolución de la pandemia podría hacer extenderse los confinamientos, afectando a la demanda y a los precios.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de febrero de 2021, la segunda semana de enero, se mantuvieron por encima de los 20 €/MWh. El precio de cierre más elevado de la semana, de 26,16 €/MWh, se alcanzó el martes 12 de enero. Este precio fue un 45% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más elevado de los últimos dos años. Sin embargo, a partir del miércoles los precios empezaron a descender y el precio de cierre del viernes 15 de enero fue de 20,20 €/MWh. Los pronósticos de temperaturas más elevadas para la tercera semana de enero favorecieron este cambio de tendencia.

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, la segunda semana de enero se mantuvieron por encima de los 30 €/t. El precio máximo, de 34,65 €/t, se alcanzó el martes 12 de enero. Este precio fue un 5,2% superior al del martes anterior, pero un 0,7% menor al del viernes, cuando se alcanzó el precio máximo de la primera semana de enero. Sin embargo, el resto de días de la semana los precios descendieron hasta registrar un precio de cierre de 31,73 €/t el viernes 15 de enero, un 9,1% inferior al del viernes anterior. Estos descensos siguieron los de los precios del gas. No obstante, la ausencia de subastas hasta final de mes podría frenar la tendencia descendente de los futuros de derechos de emisión.

Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía y perspectivas a partir de 2021
El pasado 14 de enero se realizó la segunda parte de la serie de webinars organizados por AleaSoft “Perspectivas de los mercados de energía en Europa a partir de 2021”, en esta ocasión acompañados por ponentes de PwC. En el webinar se puso de manifiesto la importancia del hidrógeno verde para la descarbonización de la economía y, según los expertos, se espera que su producción cree un suelo en los precios de los mercados eléctricos y evite gran parte de los vertidos. La grabación del webinar se puede solicitar a través de este enlace o escribiendo a webinar@aleasoft.com. La siguiente parte de esta serie de webinars se realizará el 18 de febrero con la participación de ponentes invitados de Engie y más adelante, el 18 de marzo, se realizará la cuarta parte con la colaboración de ponentes de EY (Ernst & Young).

En AleaSoft se realizan informes sobre las perspectivas de los mercados eléctricos europeos en el medio y largo plazo en los que se tiene en cuenta la salida de la crisis económica provocada por la COVID‑19, la repercusión que tendrá en los precios de los mercados eléctricos la producción de hidrógeno verde, las baterías, el crecimiento de la capacidad renovable y el desarrollo del vehículo eléctrico, entre otros.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-europeos-comienzan-descenso-aumento-eolica-temperaturas-menos-frias/

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AleaSoft: La producción renovable favorece la bajada de precios en la mayoría de mercados europeos

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En la cuarta semana de julio los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos bajaron. El domingo 26 de julio hubo horas con precios negativos en Alemania y Bélgica. El aumento de la producción solar y eólica y la bajada de la demanda en gran parte de los mercados favorecieron el descenso. Sin embargo, en el mercado MIBEL los precios subieron al aumentar la demanda y disminuir la producción renovable. En la última semana de julio se espera que se mantenga la tendencia de precios a la baja

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar de Europa registró aumentos en la mayoría de los mercados europeos durante la cuarta semana de julio respecto a la semana del 13 de julio. En Alemania, Francia e Italia los incrementos estuvieron entre el 6,2% y el 9,1%. En cambio, en la península ibérica se registró una bajada del 4,3%.

Durante los 26 primeros días de julio, la producción solar fue superior a la de los mismos días de julio de 2019 en todos los mercados europeos analizados. Los ascensos más notables fueron los de España y Portugal, con valores del 61% y 34% respectivamente. En el caso de Alemania, Francia e Italia, los incrementos fueron del 2,1%, 5,6% y 13% respectivamente.

Las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que, al finalizar la quinta semana de julio, la producción solar de Alemania será superior a la de la semana del 20 de julio, mientras que en España e Italia la producción será menor.

La producción eólica de Alemania registró un incremento significativo, del 169%, durante la semana del 20 de julio respecto a la tercera semana de julio. En cuanto al mercado francés, la generación procedente de esta fuente renovable aumentó un 46%. Sin embargo, en España y Portugal se registraron descensos del 40% y 16% respectivamente y en Italia retrocedió un 11%. .

Del 1 al 26 de julio la producción registró aumentos, en términos interanuales, en la mayoría de los mercados europeos. Los mayores incrementos fueron en España, Francia y Portugal, con valores del 34%, 31% y 22% respectivamente. En Italia la subida fue del 3,8%, mientras que en Alemania la producción eólica disminuyó un 2,0%.

Para el cierre de la semana del 27 de julio en AleaSoft se espera que la producción eólica sea superior a la de la cuarta semana de julio en la península ibérica y Alemania. Por otra parte, se prevé una menor generación eólica para Italia y Francia.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los mercados europeos durante la semana del 20 de julio con respecto a la tercera semana del mismo mes. En Bélgica la bajada fue del 8,7% debido al efecto del festivo del martes 21 de julio, Fiesta Nacional de Bélgica. Otros mercados donde se registraron descensos en la demanda fueron los de Gran Bretaña, Países Bajos y Alemania, con variaciones que estuvieron entre el ‑3,0% y el ‑1,5%. Las excepciones fueron los mercados de España, Francia e Italia, donde la demanda se incrementó en 3,1%, 3,9% y 4,9% respectivamente. En estos mercados el aumento de la demanda se debió a temperaturas más cálidas durante la semana, al menos 1,2°C por encima de de las de la semana del 13 de julio. En el caso de Francia, también estuvo relacionado con el efecto del festivo del martes 14 de julio, Día Nacional de Francia, en la demanda de la tercera semana de julio.

En AleaSoft están disponibles los observatorios de mercados eléctricos, que permiten el seguimiento de la demanda de los principales mercados eléctricos de Europa, en conjunto con otras variables.

Las previsiones de demanda de AleaSoft indican que para la semana del 27 de julio la demanda caerá en gran parte de los mercados de Europa respecto a la semana del 20 de junio, mientras que en Francia y España volverá a ser superior.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 20 de julio, los precios fueron inferiores a los de la semana del 13 de julio en la gran mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal, donde se registró un incremento del 12%. En cuanto a los descensos, el mercado con la mayor caída de precios, del 32%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el de Bélgica, con bajadas del 23% y 22% respectivamente. Mientras que el mercado donde los precios disminuyeron menos, un 0,4%, fue el mercado IPEX de Italia. En el resto de los mercados, las bajadas de los precios estuvieron entre el 2,4% del mercado N2EX de Gran Bretaña y el 19% del mercado EPEX SPOT de Alemania.

Durante la cuarta semana de julio, el mercado europeo con el precio promedio más bajo, de 2,25 €/MWh, fue el mercado Nord Pool. Los precios promedios de los mercados de los Países Bajos, Bélgica y Alemania fueron de 26,89 €/MWh, 27,01 €/MWh y 29,14 €/MWh respectivamente. En el resto de los mercados analizados los precios promedios de la semana del 20 de julio fueron superiores a los 30 €/MWh. Los valores alcanzados estuvieron entre los 32,86 €/MWh del mercado francés y los 36,24 €/MWh del mercado MIBEL.

En cuanto a los precios diarios, el miércoles 22 de julio, el precio superó los 40 €/MWh en el mercado MIBEL. Mientras el 23 de julio, los mercados con precios diarios por encima de los 40 €/MWh fueron el MIBEL y el IPEX. Ese día se alcanzó el precio diario más elevado de la semana, de 42,06 €/MWh, en el mercado italiano.

En cambio, el sábado 25 de julio, los precios fueron inferiores a 30 €/MWh en casi todos los mercados, excepto en los mercados MIBEL y N2EX. El domingo 26 de julio, los precios diarios se quedaron por debajo de 30 €/MWh en todos los mercados eléctricos europeos analizados.

Los precios diarios más bajos de la cuarta semana de julio se alcanzaron en el mercado Nord Pool. Los precios en este mercado estuvieron entre los 3,13 €/MWh del lunes 20 de julio y los 1,72 €/MWh del domingo 26 de julio. Ese día también se alcanzaron precios diarios inferiores a 15 €/MWh en el mercado alemán y el mercado belga.

Por otra parte, el domingo 26 de julio se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania y Bélgica. El precio horario más bajo, de ‑44,97 €/MWh, fue el de la hora 15 en el mercado alemán, el cual fue el más bajo de este mercado desde los precios horarios alcanzados durante el primer domingo de julio.

El incremento de la producción renovable solar y eólica en gran parte de Europa favoreció los descensos de precios de la cuarta semana de julio en la mayoría de los mercados analizados. La demanda eléctrica también disminuyó en gran parte de los mercados, lo cual también ayudó a la bajada de precios. Sin embargo, la producción eólica y solar descendió en la península ibérica, causando aumentos de precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 27 de julio los precios descenderán en la mayoría de los mercados europeos, incluido el mercado MIBEL, donde se espera que la producción eólica se recupere. Sin embargo, se prevé que en el mercado IPEX los precios aumenten como consecuencia de la caída en la producción eólica y solar.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 20 de julio se mantuvo la tendencia a la baja en los mercados de futuros de electricidad europeos. La península ibérica fue la región que menos descenso tuvo, con una reducción respecto a la sesión del 17 de julio de un 2,5% en el mercado EEX de España y un 2,9% en el mercado OMIP, tanto para España como para Portugal. Por otra parte, el mercado ICE de los países nórdicos fue el que registró una mayor bajada, del 14%. En términos absolutos la caída más importante fue la del mercado EEX de Francia, con una diferencia de 5,10 €/MWh.

En cuanto al precio para el producto del próximo año el comportamiento fue muy similar. En este caso el mercado EEX de Gran Bretaña lideró los descensos, con una bajada del 4,4% respecto al precio de la sesión del 17 de julio. Nuevamente, la región ibérica fue la de menor variación, con descensos del 1,0% en el mercado OMIP de España y Portugal y del 0,6% en el mercado EEX de España. En el resto de los mercados las bajadas estuvieron entre el 4,2% y el 2,4%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de septiembre de 2020 en el mercado ICE, los primeros días de la cuarta semana de julio, aumentaron. Como consecuencia, el martes 21 de julio, se registró un precio de cierre de 44,32 $/bbl. Este precio es el más alto desde principios de marzo. Pero, el miércoles y el jueves, los precios descendieron hasta los 43,31 $/bbl del jueves 23 de julio. El viernes 24 de julio se produjo una discreta recuperación, alcanzándose un precio de cierre de 43,34 $/bbl.

El incremento en el número de contagios de COVID‑19 amenaza la recuperación de la demanda, mientras que la producción en Estados Unidos se está recuperando y la OPEP+ acordó empezar a aumentar su producción en agosto. Esta situación está limitando la recuperación de los precios de los futuros de petróleo Brent.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, el lunes 20 de julio registraron un descenso del 7,5% respecto al viernes 17 de julio. Ese día el precio de cierre fue de 4,73 €/MWh, el más bajo desde principios de junio. Sin embargo, durante la semana los precios mantuvieron una tendencia ascendente y el viernes 24 de julio se alcanzaron los 5,01 €/MWh.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el lunes 20 de julio se inició la semana con un precio índice de 4,82 €/MWh. Los días siguientes los precios descendieron hasta los 4,61 €/MWh del jueves 23 de julio. Pero el viernes hubo un incremento del 6,2% y se registró el precio índice máximo de la semana de 4,90 €/MWh, el cual también fue el más alto desde los 5,17 €/MWh del viernes 10 de julio.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, la cuarta semana de julio, oscilaron entre los 49,60 $/t del lunes 20 de julio y los 51,15 $/t del miércoles 22 de julio. Este precio, además de ser el máximo de la semana, fue el más elevado de los últimos quince días.

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 cuarta semana de julio tuvieron precios de cierre inferiores a los de los mismos días de la tercera semana de julio y se mantuvieron por debajo de los 27 €/t. La excepción fue el jueves 23 de julio. Ese día se alcanzó un precio de cierre de 27,34 €/t, el cual fue un 2,7% superior al del jueves 16 de julio. Por otra parte, el lunes 20 de julio se registró el precio de cierre mínimo de la semana, de 26,18 €/t, un 11% inferior que el del lunes 13 de julio. No se registraba un precio de cierre tan bajo desde finales de junio.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus
En AleaSoft se está organizando el webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” para el próximo 17 de septiembre. En esta ocasión, los temas a tratar serán:

• Evolución de los mercados de energía europeos en la recuperación económica
• Financiación de proyectos de energías renovables
• Importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras

Para desarrollar estos temas se contará con los siguientes ponentes:

• Oriol Saltó i Bauzà, Manager de Data Analysis and Modelling en AleaSoft
• Javier Asensio-Marin, CEO en Vector Renewables
• Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager de Global IFRS & Offerings Services en Deloitte
• Carlos Milans del Bosch, Partner de Financial Advisory en Deloitte

En la segunda parte del webinar se realizará una mesa de análisis en la que participarán los ponentes y Antonio Delgado Rigal, CEO en AleaSoft.

Para hacer un seguimiento de la evolución de los mercados de energía, en AleaSoft se han desarrollado los observatorios. En esta herramienta se incluyen datos de las principales variables de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y derechos de emisión de CO2. La información se actualiza diariamente y se muestra mediante gráficos comparativos de las últimas semanas.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/produccion-renovable-favorece-bajada-precios-mayoria-mercados-electricos-europeo/

Fuente Comunicae

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