{"id":100946,"date":"2020-09-03T14:58:15","date_gmt":"2020-09-03T12:58:15","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=100946"},"modified":"2020-09-03T15:38:33","modified_gmt":"2020-09-03T13:38:33","slug":"continua-recuperacion-mercados-electricos-europeos-ayudados-por-gas-co2-menor-produccion-eolica","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/continua-recuperacion-mercados-electricos-europeos-ayudados-por-gas-co2-menor-produccion-eolica\/","title":{"rendered":"Contin\u00faa la recuperaci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos europeos ayudados por el gas, el CO2 y una menor producci\u00f3n e\u00f3lica"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 3 de septiembre de 2020. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos continuaron recuper\u00e1ndose en los primeros d\u00edas de septiembre, lo que propici\u00f3 que los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, B\u00e9lgica y Pa\u00edses Bajos registraran los valores m\u00e1s elevados de este a\u00f1o 2020 hasta el momento. El descenso generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica en el continente, as\u00ed como la recuperaci\u00f3n de los precios del gas, cuyos futuros vuelven a superar los 11 \u20ac\/MWh, y los altos precios del CO2<\/sub>, son factores que favorecieron esta subida.<\/strong><\/p>\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termosolar y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> entre el lunes y el mi\u00e9rcoles de la primera semana de septiembre disminuy\u00f3 un 11% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y un 19% en el mercado italiano en comparaci\u00f3n con el promedio registrado la semana anterior. Por el contrario, en los mercados de Alemania y Francia la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aument\u00f3 un 4,4% y un 18% respectivamente.<\/p>\n

El an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que al cierre de la primera semana de septiembre la producci\u00f3n solar en el mercado italiano ser\u00e1 inferior a la de la semana anterior, mientras que se prev\u00e9 un aumento en el mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

AleaSoft - Producci\u00f3n solar fotovoltaica termosolar electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>
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AleaSoft - Perfil producci\u00f3n solar fotovoltaica Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> promedio de los tres primeros d\u00edas de la semana que comenz\u00f3 el 31 de agosto disminuy\u00f3 en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> en comparaci\u00f3n con la \u00faltima semana de agosto. Las mayores variaciones se registraron en el mercado alem\u00e1n y en el mercado franc\u00e9s, en los cuales la producci\u00f3n se redujo un 74% y un 61% respectivamente. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica la ca\u00edda de la producci\u00f3n fue del 25%, mientras que en el mercado italiano fue del 14%.<\/p>\n

Para el cierre de esta semana, el an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n e\u00f3lica total de la semana ser\u00e1 menor que la de la semana del 24 de agosto en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>.<\/p>\n

AleaSoft - Producci\u00f3n e\u00f3lica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

De lunes a mi\u00e9rcoles de la primera semana de septiembre la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> de los mercados europeos se comport\u00f3 de manera heterog\u00e9nea en comparaci\u00f3n con los mismos d\u00edas de la semana del 24 de agosto. En los mercados de Portugal, Francia, Pa\u00edses Bajos y B\u00e9lgica se registraron aumentos de entre el 0,7% y el 1,5%. Por otra parte, en los mercados de Espa\u00f1a, Italia, Alemania y Gran Breta\u00f1a la demanda baj\u00f3 entre un 8,7% y un 0,2%. La temperatura media durante los tres primeros d\u00edas de la semana descendi\u00f3 de forma generalizada en todo el continente europeo respecto al mismo per\u00edodo de la \u00faltima semana de agosto. En este caso, las temperaturas bajaron entre 2,7 \u00b0C y 4,9 \u00b0C.<\/p>\n

En AleaSoft<\/strong> se prev\u00e9 que al finalizar la semana la demanda total permanecer\u00e1 con la misma tendencia presentada a inicios de la semana.<\/p>\n

El comportamiento horario, diario y semanal de la demanda y otras variables de los mercados de energ\u00eda pueden ser analizados a trav\u00e9s de los observatorios de mercados publicados en AleaSoft<\/strong><\/a>.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electricidad pa\u00edses Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.<\/span><\/div>\n

Espa\u00f1a peninsular, producci\u00f3n solar fotovoltaica y termosolar y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n

La demanda el\u00e9ctrica<\/strong> de Espa\u00f1a peninsular durante los tres primeros d\u00edas de la semana del 31 de agosto descendi\u00f3 un 8,7% en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo de la semana anterior. El factor que m\u00e1s influy\u00f3 en esta bajada fue el descenso de las temperaturas medias, al registrarse temperaturas 4,9 \u00b0C inferiores a las de los mismos d\u00edas de la semanal del 24 de agosto. En AleaSoft<\/strong> se espera que al cierre de la primera semana de septiembre la demanda del territorio peninsular registre valores inferiores a los de la \u00faltima semana de agosto.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> promedio en Espa\u00f1a peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, disminuy\u00f3 un 12% entre el lunes 31 de agosto y el mi\u00e9rcoles 2 de septiembre en comparaci\u00f3n con el promedio de la cuarta semana de agosto. Para la primera semana septiembre, el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong> indica que la producci\u00f3n disminuir\u00e1 en comparaci\u00f3n con la registrada la semana anterior.<\/p>\n

El nivel medio de la producci\u00f3n e\u00f3lica <\/strong>en Espa\u00f1a peninsular de los tres primeros d\u00edas de la semana analizada disminuy\u00f3 un 18% con respecto a la media de la semana anterior. Seg\u00fan el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong>, al finalizar la semana la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda ser\u00e1 inferior a la de la \u00faltima semana de agosto.<\/p>\n

La producci\u00f3n nuclear<\/strong> disminuy\u00f3 de los 167 GWh registrados el lunes 31 de agosto a los 141 GWh del mi\u00e9rcoles 2 de septiembre tras la parada forzada que se produjo durante la tarde del 1 de septiembre en la central nuclear<\/strong> Vandell\u00f3s II. La parada no programada de la planta se llev\u00f3 a cabo para la reparaci\u00f3n de una fuga detectada en una de las l\u00edneas del sistema de agua de refrigeraci\u00f3n de las bobinas del estator del generador principal, seg\u00fan el informe del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN<\/strong>), que clasific\u00f3 el incidente con nivel 0 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares y Radiol\u00f3gicos (INES<\/strong>).<\/p>\n

AleaSoft - Balance diario electricidad Espa\u00f1a demanda producci\u00f3n<\/a>Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/div>\n

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> cuentan actualmente con 11 726 GWh almacenados, seg\u00fan datos del Bolet\u00edn Hidrol\u00f3gico del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico n\u00famero 35, lo que representa una disminuci\u00f3n de 449 GWh respecto al bolet\u00edn n\u00famero 34.<\/p>\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h2>\n

Los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 31 de agosto los precios aumentaron en todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft<\/strong>, en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo de la semana anterior. La mayor subida de precios, del 64%, fue la del mercado<\/strong> Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, seguida por la subida del 32% del mercado EPEX SPOT <\/strong>de Alemania. En cambio, el mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a tuvo el menor incremento, del 2,5%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 7,3% del mercado IPEX<\/strong> de Italia y el 26% del mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos. Como consecuencia de estas subidas, en los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, B\u00e9lgica y los Pa\u00edses se alcanzaron en este per\u00edodo los valores m\u00e1s altos del 2020 hasta el momento.<\/p>\n

El precio promedio de lunes a jueves de la primera semana de septiembre fue superior a los 40 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados europeos analizados, excepto en el mercado Nord Pool. Este mercado tuvo el valor m\u00e1s bajo de este per\u00edodo, de 25,71 \u20ac\/MWh. En cambio, los mercados de Italia, Gran Breta\u00f1a y Francia registraron los promedios m\u00e1s elevados, con precios de 50,36 \u20ac\/MWh, 50,34 \u20ac\/MWh y 50,25 \u20ac\/MWh respectivamente. En el resto de los mercados el\u00e9ctricos los precios promedios estuvieron entre los 44,46 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y los 49,09 \u20ac\/MWh del mercado belga. En general, los precios de los mercados estuvieron muy acoplados, y s\u00f3lo se separaron del resto los mercados MIBEL y Nord Pool que, como se ha comentado, tuvieron valores inferiores.<\/p>\n

En cuanto a los precios diarios, los primeros cuatro d\u00edas de la primera semana de septiembre, se mantuvieron por encima de los 40 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool, cuyo precio m\u00e1ximo, de 27,71 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el martes 1 de septiembre.<\/p>\n

Por otra parte, el 31 de agosto los precios diarios superaron los 50 \u20ac\/MWh en casi toda Europa, excepto en el mercado MIBEL y el mercado Nord Pool. El martes 1 de septiembre est\u00e1 situaci\u00f3n se repiti\u00f3 en B\u00e9lgica y Gran Breta\u00f1a y el mi\u00e9rcoles 2 de septiembre en Italia. El mayor precio diario, de 55,87 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 31 de agosto en Gran Breta\u00f1a.<\/p>\n

AleaSoft - Precios mercados europeos electricidad<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, , N2EX, IPEX y Nord Pool.<\/span><\/div>\n

Los incrementos de los precios en los primeros d\u00edas de la semana del 31 de agosto se vieron favorecidos por la recuperaci\u00f3n de los precios del gas y del CO2<\/sub>, as\u00ed como por el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica de manera generalizada y de la producci\u00f3n solar en los mercados de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica e Italia respecto a la media de la semana anterior.
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AleaSoft - arreglo paneles solares<\/a><\/div>
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\nLas previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que al finalizar la primera semana de septiembre, los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos ser\u00e1n superiores a los de la semana del 24 de agosto. Por otra parte, se prev\u00e9 que los precios promedios de los cuatro primeros d\u00edas de la semana del 7 de septiembre, en general, ser\u00e1n inferiores a los del mismo per\u00edodo de la primera semana de septiembre. El incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la mayor\u00eda de los mercados favorecer\u00e1 estos descensos de precios.<\/p>\n

Mercado Ib\u00e9rico<\/h2>\n

En el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, el precio promedio de los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 31 de agosto aument\u00f3 respecto al del mismo per\u00edodo de la semana anterior. El incremento fue del 8,6% en Espa\u00f1a y del 10% en Portugal.<\/p>\n

Debido a estos aumentos, el precio promedio del 31 de agosto al 3 de septiembre fue de 44,46 \u20ac\/MWh en el mercado portugu\u00e9s y de 44,59 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol.<\/p>\n

Por otra parte, en este per\u00edodo los precios diarios se mantuvieron por debajo de los 50 \u20ac\/MWh en el mercado MIBEL. El lunes 31 de agosto se alcanz\u00f3 el precio diario m\u00e1s bajo, de 41,84 \u20ac\/MWh, en Portugal. En cambio, el precio diario m\u00e1s elevado, de 46,16 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 el jueves 3 de septiembre en Espa\u00f1a.<\/p>\n

El descenso de la producci\u00f3n con energ\u00edas renovables en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica a principios de la semana del 31 de agosto respecto a la media de la semana anterior y la recuperaci\u00f3n de los precios del gas y del CO2<\/sub>, favorecieron el aumento de los precios en el mercado MIBEL durante el per\u00edodo considerado.<\/p>\n

Sin embargo, las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que el precio promedio de los cuatro primeros d\u00edas de la semana del 7 de septiembre disminuir\u00e1 influenciado por un importante incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

En lo que va de la primera semana de septiembre los precios para el producto del \u00faltimo trimestre de 2020 en la mayor\u00eda de los mercados de futuros de electricidad europeos se redujeron respecto a los de la sesi\u00f3n del viernes 28 de agosto. Solamente se registraron incrementos en el mercado ICE<\/strong> y el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, del 2,2% en ambos casos. En el resto de mercados, las bajadas estuvieron entre el 1,0% y el 2,8%. Este \u00faltimo valor corresponde al mercado EEX<\/strong> de Alemania, que fue el de mayor variaci\u00f3n en t\u00e9rminos relativos, ya que la mayor diferencia de precios para este producto la registr\u00f3 el mercado franc\u00e9s, de 1,52 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Atendiendo al futuro de electricidad Cal-21 el comportamiento de los mercados en los primeros tres d\u00edas de la semana del 31 de agosto fue muy similar al del producto trimestral. Solamente los mercados n\u00f3rdicos registraron incrementos en los precios, mientras que en el resto de mercados europeos se tuvieron descensos de entre el 0,9% del mercado EEX de Espa\u00f1a y el 2,0% del mercado EEX de Alemania y el mercado ICE de Gran Breta\u00f1a. No obstante, en t\u00e9rminos absolutos, el mercado EEX de Gran Breta\u00f1a fue el de mayor diferencia entre el precio de la sesi\u00f3n del 28 de agosto y de la del 2 de septiembre, de 0,91 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio liquidaci\u00f3n mercados futuros electricidad Europa Q1 y Y1<\/a><\/div>\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h2>\n

Los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE<\/strong> iniciaron la semana del 31 de agosto con descensos. Los tres primeros d\u00edas de la semana los precios de cierre fueron inferiores a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior, aunque se mantuvieron por encima de los 44 $\/bbl. El martes 1 de septiembre hubo una ligera recuperaci\u00f3n del 0,7% y se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo de este per\u00edodo, de 45,58 $\/bbl.<\/p>\n

En la primera semana de septiembre contin\u00faan las preocupaciones por la evoluci\u00f3n de la demanda debido al incremento de contagios de COVID\u201119, pese a que la mejora de la econom\u00eda en pa\u00edses como Estados Unidos o China favorece la recuperaci\u00f3n de los precios. Sin embargo, el reciente fortalecimiento del d\u00f3lar empez\u00f3 a ejercer su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent. Adem\u00e1s, la recuperaci\u00f3n de los niveles de producci\u00f3n en Am\u00e9rica tras el paso del hurac\u00e1n Laura podr\u00eda favorecer nuevos descensos de precios.<\/p>\n

Por otra parte, los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, los tres primeros d\u00edas de la primera semana de septiembre, se mantuvieron por encima de los 11 \u20ac\/MWh. El precio de cierre m\u00e1ximo de este per\u00edodo, de 11,30 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 el martes 1 de septiembre. Este precio fue un 9,4% superior al del martes anterior, 25 de agosto, y el m\u00e1s elevado desde la \u00faltima semana de febrero.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, los tres primeros d\u00edas de la semana del 31 de agosto, aumentaron hasta alcanzar un precio \u00edndice de 10,72 \u20ac\/MWh el mi\u00e9rcoles 2 de septiembre. Este precio es el m\u00e1s elevado desde la \u00faltima semana de enero. Sin embargo, el jueves 3 de septiembre el precio \u00edndice fue ligeramente inferior, de 10,55 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, iniciaron la semana del 31 de agosto con aumentos hasta alcanzar el martes 1 de septiembre un precio de cierre de 53,75 $\/t. Este es un 9,1% superior al del martes anterior, 25 de agosto, y el m\u00e1s alto desde principios de agosto. Pero el mi\u00e9rcoles 2 de septiembre hubo un descenso del 2,3% y el precio de cierre fue de 52,50 $\/t.<\/p>\n

Respecto a los precios de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2020, iniciaron la primera semana de septiembre con descensos hasta alcanzar el martes 1 de septiembre un precio de cierre de 27,75 \u20ac\/t. Este precio fue un 3,0% menor que el del mismo d\u00eda de la semana anterior. Sin embargo, el mi\u00e9rcoles 2 de septiembre, el precio de cierre se recuper\u00f3 hasta los 28,23 \u20ac\/t.<\/p>\n

AleaSoft - Precios gas carb\u00f3n Brent CO2<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft de la recuperaci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda a la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/h2>\n

Aunque en las \u00faltimas semanas los mercados de energ\u00eda<\/strong> han mostrado signos de recuperaci\u00f3n, la incertidumbre sobre el impacto de la pandemia en la econom\u00eda contin\u00faa latente. Los nuevos brotes de la COVID\u201119<\/strong> y la posibilidad de que estos aumenten con la vuelta presencial a los colegios y con la llegada del oto\u00f1o, generan m\u00e1s incerteza sobre la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/strong>. Para analizar la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda y de la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> en este contexto, el pr\u00f3ximo 17 de septiembre se realizar\u00e1 la primera parte de la serie de webinars<\/a> \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica\u201d, que se est\u00e1 organizando en AleaSoft<\/strong>. A finales de octubre, el d\u00eda 29, se llevar\u00e1 a cabo una segunda parte. En esta serie de webinars tambi\u00e9n se comentar\u00e1 sobre la importancia de las previsiones en las auditor\u00edas y en la valoraci\u00f3n de carteras<\/a> y se contar\u00e1 con ponentes de Deloitte<\/strong>, Engie<\/strong>, Banco Sabadell<\/strong> y AleaSoft<\/strong>.<\/p>\n

Las previsiones de precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos<\/a> a medio y largo plazo de AleaSoft<\/strong> se actualizan peri\u00f3dicamente teniendo en cuenta la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda y de los escenarios de recuperaci\u00f3n. En el caso del corto plazo, el esquema adaptativo de la Inteligencia Artificial<\/strong> de los modelos Alea<\/strong> permite que las previsiones se adapten a la evoluci\u00f3n de los mercados y capten r\u00e1pidamente cualquier cambio estructural o de comportamiento que ocurra.<\/p>\n

Para hacer un seguimiento de los datos registrados de las principales variables de los mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y de CO2<\/sub>, en la web de AleaSoft<\/strong> se han habilitado los observatorios<\/a>. En esta herramienta se muestran gr\u00e1ficos comparativos de las \u00faltimas semanas con datos actualizados diariamente.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft, 3 de septiembre de 2020. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos continuaron recuper\u00e1ndose en los primeros d\u00edas de septiembre, lo que propici\u00f3 que los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, B\u00e9lgica y Pa\u00edses Bajos registraran los valores m\u00e1s elevados de este a\u00f1o 2020 hasta el momento. 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