{"id":102140,"date":"2020-09-17T14:50:38","date_gmt":"2020-09-17T12:50:38","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=102140"},"modified":"2020-09-17T14:50:40","modified_gmt":"2020-09-17T12:50:40","slug":"menor-produccion-renovable-mayor-demanda-precios-gas-co2-impulsan-precios-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/menor-produccion-renovable-mayor-demanda-precios-gas-co2-impulsan-precios-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"Una menor producci\u00f3n renovable y una mayor demanda y precios de gas y CO2 impulsan los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 17 de septiembre de 2020. En la tercera semana de septiembre los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos aumentaron de forma generalizada, alcanz\u00e1ndose en algunos casos valores diarios superiores a 70 \u20ac\/MWh y horarios mayores que 180 \u20ac\/MWh. Esta subida se produce por diversos factores: aumento de la demanda, descenso de la producci\u00f3n solar y e\u00f3lica en algunos mercados y subida de los precios del gas y el CO2<\/sub>. Este \u00faltimo registr\u00f3 el 14 de septiembre el valor m\u00e1s alto de al menos los \u00faltimos ocho a\u00f1os, superior a 30 \u20ac\/t.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar<\/strong> promedio entre el lunes 14 y el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre disminuy\u00f3 en todos los mercados analizados en AleaSoft,<\/strong> excepto en el mercado alem\u00e1n, en el cual la producci\u00f3n creci\u00f3 un 3,7% en comparaci\u00f3n con el promedio de la semana anterior. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica descendi\u00f3 un 22%, mientras que en los mercados de Francia e Italia se redujo entre un 1,3% y un 0,8%.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar durante los primeros 16 d\u00edas de septiembre aument\u00f3 en todos los mercados en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo de 2019. El mayor incremento se registr\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica con una producci\u00f3n un 63% superior. En el resto de los mercados analizados, el crecimiento estuvo entre el 22% y el 11%.<\/p>\n

Para la semana que termina el domingo 20 de septiembre, el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n solar en el mercado alem\u00e1n ser\u00e1 superior a la de la semana anterior, mientras que se prev\u00e9 que en el mercado italiano se registre poca variaci\u00f3n.<\/p>\n

AleaSoft - Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termosolar de Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Perfil de producci\u00f3n solar fotovoltaica de 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> durante los tres primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre aument\u00f3 un 43% en el mercado franc\u00e9s y un 3,1% en el mercado italiano en comparaci\u00f3n con el promedio de la semana que termin\u00f3 el domingo 13 de septiembre. En el resto de los mercados analizados, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda disminuy\u00f3 entre un 32% y un 49%.<\/p>\n

En el an\u00e1lisis interanual, del 1 al 16 de septiembre la producci\u00f3n e\u00f3lica disminuy\u00f3 en la todos los mercados europeos analizados. Los descensos estuvieron entre el 15% registrado en el mercado alem\u00e1n y el 47% del mercado portugu\u00e9s.<\/p>\n

Para el cierre de la tercera semana de septiembre, el an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n e\u00f3lica total ser\u00e1 mayor en Francia e Italia, mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y Alemania se espera que sea inferior a la registrada durante la segunda semana de septiembre.<\/p>\n

AleaSoft - Producci\u00f3n e\u00f3lica de 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 semana del 14 de septiembre las temperaturas<\/strong> medias aumentaron en gran parte de Europa, favoreciendo la subida de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos respecto a los tres primeros d\u00edas la semana anterior. Los mayores incrementos de temperaturas, de 5,1 \u00b0C en B\u00e9lgica y 4,9 \u00b0C en Francia, influenciaron los aumentos de la demanda en estos mercados, del 2,1% y 3,2% respectivamente. En los mercados de Italia y Gran Breta\u00f1a se registraron subidas del 4,0% y 2,8% en ese orden. El nivel del mercado alem\u00e1n<\/a> fue muy similar al de la semana precedente, con un ascenso de solo un 0,3%. Por otra parte, en los mercados de los Pa\u00edses Bajos y Portugal la demanda disminuy\u00f3 un 0,9% y un 0,1% respectivamente.<\/p>\n

En los observatorios de demanda de AleaSoft<\/strong> se puede realizar un an\u00e1lisis m\u00e1s detallado de la evoluci\u00f3n de la demanda de Espa\u00f1a<\/a> as\u00ed como de la estabilidad en Alemania<\/a> durante las \u00faltimas semanas.<\/p>\n

En AleaSoft<\/strong> se espera que, al finalizar la tercera semana de septiembre, la demanda ser\u00e1 menor en los mercados de Portugal y Pa\u00edses Bajos respecto a la de la semana anterior, mientras que en el resto de los mercados de Europa continuar\u00e1 siendo superior.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda de electricidad de pa\u00edses de 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 aument\u00f3 un 5,5% en Espa\u00f1a peninsular del 14 al 16 de septiembre respecto a los tres primeros d\u00edas de la semana anterior. Las temperaturas medias tuvieron un papel fundamental en esta subida, al incrementarse 2,5 \u00b0C. Las previsiones de demanda de AleaSoft<\/a> indican que esta recuperaci\u00f3n se mantendr\u00e1 hasta el final de la semana.<\/p>\n

El promedio de la producci\u00f3n solar<\/strong> en Espa\u00f1a peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, disminuy\u00f3 un 24% entre el lunes 14 y el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre en comparaci\u00f3n con el promedio de la segunda semana de septiembre. Durante los primeros 16 d\u00edas de septiembre se registr\u00f3 un aumento de la producci\u00f3n con estas tecnolog\u00edas del 66% en comparaci\u00f3n con los mismos d\u00edas de 2019. Para la tercera semana de septiembre el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong> indica que la producci\u00f3n ser\u00e1 menor que el total registrado durante la semana del 7 de septiembre.<\/p>\n

El nivel medio de la producci\u00f3n e\u00f3lica <\/strong>en Espa\u00f1a peninsular de los tres primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre, disminuy\u00f3 un 32% con respecto a la media de la semana anterior. En el an\u00e1lisis interanual, la producci\u00f3n registrada entre el 1 y el 16 de septiembre fue un 29% inferior a la de los primeros 16 d\u00edas de septiembre de 2019. Seg\u00fan el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong>, para la semana que comenz\u00f3 el 14 de septiembre se prev\u00e9 que la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda ser\u00e1 inferior a la registrada en la segunda semana de septiembre.<\/p>\n

En estos momentos todas las centrales nucleares<\/strong> est\u00e1n en marcha y la producci\u00f3n nuclear<\/strong> mantiene un nivel cercano a los 167 GWh diarios.<\/p>\n

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

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> cuentan actualmente con 10 964 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 37, lo que representa una disminuci\u00f3n de 398 GWh respecto al bolet\u00edn n\u00famero 36.<\/p>\n

<\/p>\n

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

Los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 14 de septiembre 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 35%, fue la del mercado EPEX SPOT <\/strong>de Alemania, seguida por el aumento del 27% del mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos. En cambio, en el mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a se produjeron los menores incrementos de precios, del 10% y del 11% respectivamente. Por otra parte, en el mercado IPEX<\/strong> de Italia, el mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a y el mercado<\/strong> Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos el aumento de precios fue del 19%. Mientras que, en el mercado franc\u00e9s y el belga, el incremento fue del 22%.<\/p>\n

Como consecuencia de estos aumentos de precios, el promedio de los cuatro primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre super\u00f3 los 50 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados europeos analizados, excepto en los mercados MIBEL y Nord Pool. En este \u00faltimo mercado se alcanz\u00f3 el precio promedio m\u00e1s bajo de este per\u00edodo, de 22,18 \u20ac\/MWh. En cambio, el promedio m\u00e1s elevado, de 59,47 \u20ac\/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el del mercado franc\u00e9s, de 59,02 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Los d\u00edas 14 y 15 de septiembre, los mercados el\u00e9ctricos europeos estuvieron bastante acoplados. Las excepciones fueron los mercados MIBEL y Nord Pool, con precios inferiores a los del resto de los mercados. Sin embargo, los precios de estos dos mercados tambi\u00e9n estuvieron alejados entre s\u00ed, siendo m\u00e1s de 20 \u20ac\/MWh m\u00e1s bajos los del mercado Nord Pool. En cambio, los d\u00edas 16 y 17 de septiembre, el acoplamiento disminuy\u00f3, pero los precios del mercado MIBEL se acercaron m\u00e1s a los del resto de mercados.<\/p>\n

Del lunes 14 al jueves 17 de septiembre, los precios diarios se mantuvieron por encima de los 40 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool. En este mercado los precios diarios estuvieron entre los 18,51 \u20ac\/MWh del mi\u00e9rcoles 16 de septiembre y los 26,87 \u20ac\/MWh del martes 15 de septiembre.<\/p>\n

Adem\u00e1s, el d\u00eda 15 de setiembre los precios diarios superaron los 70 \u20ac\/MWh en los mercados de Alemania, Francia, Gran Breta\u00f1a e Italia. El precio diario m\u00e1s elevado, de 72,76 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 en el mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

Por otra parte, en la hora 20 del d\u00eda 15 de septiembre, los precios horarios superaron los 180 \u20ac\/MWh en los mercados alem\u00e1n, belga, brit\u00e1nico y franc\u00e9s. Los precios alcanzaron un valor de 189,25 \u20ac\/MWh en Alemania, B\u00e9lgica y Francia y de 184,87 \u20ac\/MWh en Gran Breta\u00f1a. En el caso del mercado brit\u00e1nico, el precio horario alcanzado fue el m\u00e1s elevado desde junio de 2019. En B\u00e9lgica y Francia, fue el m\u00e1s alto desde noviembre de 2018. Mientras que, en el caso de Alemania, fue el mayor precio horario desde febrero de 2012.<\/p>\n

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

Los aumentos de precios de los primeros d\u00edas de la semana del 14 de septiembre se vieron favorecidos por una mayor demanda en gran parte de los mercados y por una importante reducci\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica en pa\u00edses como Alemania, Espa\u00f1a y Portugal. Tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a estos incrementos el descenso de la producci\u00f3n solar en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, Italia y Francia, as\u00ed como la recuperaci\u00f3n de los precios del gas y los altos precios del CO2<\/sub><\/p>\n

 
\n

AleaSoft - parque e\u00f3lico<\/a><\/div>
\n <\/p>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que al finalizar la tercera semana de septiembre los precios promedios semanales ser\u00e1n superiores a los de la semana anterior en los mercados el\u00e9ctricos europeos. Pero, para la cuarta semana de septiembre, se espera que los precios desciendan de manera generalizada, favorecidos por la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica en algunos pa\u00edses.<\/p>\n

<\/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 14 de septiembre aument\u00f3 respecto al del mismo per\u00edodo de la semana anterior. La subida fue del 10% en Portugal y del 11% en Espa\u00f1a. Estas variaciones de precio fueron las m\u00e1s bajas comparadas con las del resto de los mercados europeos, que en su mayor\u00eda estuvieron alrededor del 20%.<\/p>\n

Debido a estas subidas de precios, el precio promedio del 14 al 17 de septiembre fue de 47,58 \u20ac\/MWh en el mercado portugu\u00e9s y de 47,64 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol. Estos fueron el segundo y el tercer precio m\u00e1s bajos de los mercados europeos despu\u00e9s del promedio del mercado Nord Pool.<\/p>\n

Por otra parte, los cuatro primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre, los precios diarios de Espa\u00f1a y Portugal fueron superiores a 40 \u20ac\/MWh. Adem\u00e1s, el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre, los precios superaron los 50 \u20ac\/MWh en ambos mercados. El precio diario m\u00e1s elevado, de 51,05 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 en el mercado espa\u00f1ol.<\/p>\n

Durante los primeros d\u00edas de la semana del 14 de septiembre, el descenso de la producci\u00f3n renovable e\u00f3lica y solar en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica favoreci\u00f3 el aumento de los precios en el mercado MIBEL. Estos factores se unieron al aumento de la demanda el\u00e9ctrica, de los precios del gas y del CO2<\/sub>.<\/p>\n

Sin embargo, las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que la pr\u00f3xima semana del 21 de septiembre los precios descender\u00e1n favorecidos por un descenso de la demanda y la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica.<\/p>\n

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Futuros de electricidad<\/h2>\n

En los d\u00edas transcurridos de la semana del 14 de septiembre la mayor\u00eda de los mercados de futuros de electricidad europeos analizados en AleaSoft<\/strong> registraron incrementos en los precios del producto para el siguiente trimestre al comparar los valores de la \u00faltima sesi\u00f3n de la semana anterior, el 11 de septiembre, con los de la sesi\u00f3n del 16 de septiembre. Solamente decrecieron los precios de la regi\u00f3n de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, tanto en el mercado ICE<\/strong> como en el mercado NASDAQ<\/strong>, donde las bajadas fueron del 16%, un valor que como ya se ha analizado en otras ocasiones, se debe m\u00e1s a los bajos precios de esta regi\u00f3n, que a grandes variaciones. En el resto de los mercados las subidas van desde el 1,0% del mercado EEX<\/strong> de Francia hasta el 4,0% del mercado ICE de los Pa\u00edses Bajos.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de electricidad para el a\u00f1o calendario 2021 ocurri\u00f3 exactamente lo mismo, los mercados n\u00f3rdicos bajaron un 6,3% en ambos casos, mientras que en el resto de mercados aumentaron los precios. El mercado de mayor incremento fue nuevamente el ICE neerland\u00e9s, de un 3,7%. Sin embargo, en este caso el mercado OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal fue el de menor incremento, con una variaci\u00f3n del 2,1% para ambos pa\u00edses.<\/p>\n

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

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE<\/strong> iniciaron la tercera semana de septiembre con subidas de precios. Como resultado, el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre, el precio de cierre fue de 42,22 $\/bbl, un 3,5% superior al del mi\u00e9rcoles anterior, pero todav\u00eda un 5,0% menor al del primer mi\u00e9rcoles de septiembre.<\/p>\n

Los incrementos de precios de los primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre est\u00e1n relacionados con las interrupciones en la producci\u00f3n en Am\u00e9rica debido al hurac\u00e1n Sally y al descenso en las reservas de crudo de Estados Unidos.<\/p>\n

Sin embargo, el martes la Agencia Internacional de la Energ\u00eda revis\u00f3 a la baja su previsi\u00f3n de la demanda para 2020. Adem\u00e1s, el resultado de la reuni\u00f3n de la OPEP+ del jueves 17 de septiembre sobre sus recortes de producci\u00f3n puede ejercer su influencia sobre los precios en los pr\u00f3ximos d\u00edas.<\/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 tercera semana de septiembre, recuperaron la tendencia ascendente. Esto permiti\u00f3 que los precios volvieran a superar los 11 \u20ac\/MWh el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre. Ese d\u00eda, el precio de cierre fue de 11,32 \u20ac\/MWh, un 5,4% superior al del mi\u00e9rcoles anterior.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, tambi\u00e9n iniciaron la tercera semana de septiembre con aumentos. Sin embargo, los tres primeros d\u00edas de la semana del 14 de septiembre, los precios \u00edndice todav\u00eda fueron inferiores a 11 \u20ac\/MWh. En cambio, el jueves 17 de septiembre, el precio \u00edndice fue de 11,15 \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, los tres primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre, se mantuvieron por encima de los 53 $\/t. El precio de cierre m\u00e1ximo de este per\u00edodo, de 53,90 $\/t, se alcanz\u00f3 el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre. Este precio fue un 3,2% superior al de mismo d\u00eda de la semana anterior y el m\u00e1s elevado desde principios de agosto.<\/p>\n

Respecto a 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, los tres primeros d\u00edas de la tercera semana de septiembre, tuvieron precios de cierre como m\u00ednimo un 10% superiores a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior. El lunes 14 de septiembre, se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 30,47 \u20ac\/t. Este precio fue un 13% mayor al del lunes anterior y el m\u00e1s elevado al menos desde finales de marzo de 2012. En cambio, el martes se produjo un peque\u00f1o retroceso hasta cerrar en 29,80 \u20ac\/t. Pero, el mi\u00e9rcoles 16 de septiembre, el precio de cierre subi\u00f3 hasta los 29,99 \u20ac\/t. Los elevados precios de esta semana est\u00e1n relacionados con la propuesta de la Comisi\u00f3n Europea de aumentar los objetivos de recortes de emisiones para 2030 conocida el lunes 14 de septiembre.<\/p>\n

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

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

El 17 de septiembre se llev\u00f3 a cabo con gran \u00e9xito de participaci\u00f3n la primera parte del webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/a>\u201d organizado por AleaSoft<\/strong>. En el webinar y la mesa de an\u00e1lisis posterior se coment\u00f3 que los precios de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos se han recuperado relativamente r\u00e1pido<\/a> despu\u00e9s de la parte m\u00e1s cr\u00edtica de la crisis sanitaria<\/strong> que provoc\u00f3 el coronavirus<\/strong>, aunque a\u00fan existe incertidumbre en el medio plazo teniendo en cuenta que la pandemia<\/strong> a\u00fan est\u00e1 presente y que hay que esperar a ver c\u00f3mo evoluciona la econom\u00eda. En el largo plazo los modelos de AleaSoft<\/strong> indican que se recuperar\u00e1 el equilibrio del mercado<\/strong> que se preve\u00eda antes de la coronacrisis<\/strong>. Otros temas tratados fueron la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> y la importancia de las previsiones en las auditor\u00edas<\/strong> y en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong><\/a>. Los ponentes fueron Oriol Salt\u00f3, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft, Daniel Fern\u00e1ndez Alonso, Head of Energy Management en ENGIE Espa\u00f1a y Roger Font, Projects, Assets and Specialised Businesses Global Manager en Banco Sabadell. El pr\u00f3ximo 29 de octubre se realizar\u00e1 la segunda parte del webinar<\/a>, en la que se contar\u00e1 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.<\/p>\n\n\n\n

Las curvas de precios de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos a medio y largo plazo<\/a> son actualizadas peri\u00f3dicamente en AleaSoft<\/strong> teniendo en cuenta los \u00faltimos datos econ\u00f3micos publicados, as\u00ed como los escenarios de salida de la crisis econ\u00f3mica<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

En los observatorios<\/a> de AleaSoft<\/strong> se puede hacer el seguimiento de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y de CO2<\/sub>. En esta herramienta se incluyen gr\u00e1ficos de las variables fundamentales de los mercados con los datos de las \u00faltimas semanas, los cuales se actualizan diariamente.<\/p>\n\n\n\n

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

AleaSoft, 17 de septiembre de 2020. En la tercera semana de septiembre los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos aumentaron de forma generalizada, alcanz\u00e1ndose en algunos casos valores diarios superiores a 70 \u20ac\/MWh y horarios mayores que 180 \u20ac\/MWh. 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