{"id":102961,"date":"2020-10-01T18:39:51","date_gmt":"2020-10-01T16:39:51","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=102961"},"modified":"2020-10-02T14:02:28","modified_gmt":"2020-10-02T12:02:28","slug":"significativas-subidas-precios-mercados-electricos-europeos-q3-2020-sin-alcanzar-valores-2019","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/significativas-subidas-precios-mercados-electricos-europeos-q3-2020-sin-alcanzar-valores-2019\/","title":{"rendered":"Significativas subidas de precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos en Q3-2020 pero sin alcanzar los valores de 2019"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 1 de octubre de 2020. Los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos del tercer trimestre subieron significativamente con respecto a los del segundo trimestre. La recuperaci\u00f3n de la demanda y de los precios del gas, los precios altos del CO2<\/sub>, as\u00ed como una menor producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en algunos mercados son las causas fundamentales del aumento. Sin embargo, en algunos mercados los precios se quedaron por debajo de los del mismo trimestre del a\u00f1o anterior. El Brent subi\u00f3 en julio y agosto pero en septiembre baj\u00f3.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar <\/strong>durante el tercer trimestre de 2020 aument\u00f3 en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft<\/strong> en comparaci\u00f3n con el mismo trimestre del a\u00f1o 2019. El mayor crecimiento interanual fue del 49% y se registr\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. En el resto de los mercados la producci\u00f3n solar durante ese per\u00edodo creci\u00f3 entre el 8,6% del mercado franc\u00e9s y el 11% en el mercado italiano.<\/p>\n

Por otro lado, la producci\u00f3n solar durante el tercer trimestre del a\u00f1o s\u00f3lo creci\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica si se compara con el segundo trimestre de este mismo a\u00f1o. El aumento en la pen\u00ednsula fue del 16%, mientras que la producci\u00f3n solar cay\u00f3 un 13% en Alemania y un 4,3% en el mercado italiano. En el mercado franc\u00e9s la producci\u00f3n se mantuvo similar a la del trimestre anterior.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion mensual 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 produccion solar fotovoltaica Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

En el caso de la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> se registr\u00f3 un retroceso en el mercado alem\u00e1n del 5,3% durante el tercer trimestre de 2020 en comparaci\u00f3n con el tercer trimestre de 2019. Por el contrario, en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica aument\u00f3 un 13%, mientras que en Francia e Italia la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda creci\u00f3 un 4,6% y un 3,3% respectivamente.<\/p>\n

En el an\u00e1lisis de la producci\u00f3n e\u00f3lica durante el tercer trimestre de 2020 en comparaci\u00f3n con el segundo trimestre del mismo a\u00f1o, se produjo un retroceso en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>. La excepci\u00f3n fue la pen\u00ednsula ib\u00e9rica donde se registr\u00f3 un ligero incremento del 1,2%. En el resto de los mercados la variaci\u00f3n durante este per\u00edodo estuvo entre el \u201126% del mercado italiano y el \u201112% del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion mensual eolica 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

El tercer trimestre de 2020 cerr\u00f3 con una disminuci\u00f3n de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> en todos los mercados europeos respecto al mismo trimestre de 2019. De forma general, los valores de cada mercado estuvieron m\u00e1s cercanos a sus correspondientes de 2019 que en los dos trimestres anteriores de 2020, los cuales estuvieron m\u00e1s afectados por la crisis causada por la pandemia de la COVID-19. Las temperaturas fueron en general similares en t\u00e9rminos interanuales, con crecimientos inferiores a 1,0 \u00b0C en todos los mercados analizados. Las variaciones en la demanda que m\u00e1s destacan fueron la de Gran Breta\u00f1a, del 4,4% y la de Italia, del 3,1%. En los mercados de Alemania y Francia los descensos fueron del 2,8% y 2,1% respectivamente. Por otro lado, los mercados de B\u00e9lgica, Portugal y Pa\u00edses Bajos registraron cambios menores que el resto, con bajadas del 1,7%, 0,5% y 0,2% respectivamente.<\/p>\n

Al analizar el per\u00edodo de julio a septiembre de 2020 respecto al trimestre anterior, fue notable la recuperaci\u00f3n de la demanda en todos los mercados de Europa, influenciados por la subida de las temperaturas y la flexibilizaci\u00f3n de las medidas de confinamiento por la COVID\u201119<\/strong>. Tales fueron los casos de Italia y Espa\u00f1a, dos de los pa\u00edses europeos m\u00e1s afectados por el coronavirus, que vieron repuntes de la demanda en este tercer trimestre del a\u00f1o del 19% y 18% respectivamente. En Portugal se registr\u00f3 un ascenso del 12% y en Gran Breta\u00f1a del 6,3%. Los menores incrementos se produjeron en los mercados de B\u00e9lgica, Alemania y Francia, que registraron subidas del 2,6%, 2,1% y 1,3%.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electrica mensual 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

En Espa\u00f1a peninsular la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> del tercer trimestre de 2020 sufri\u00f3 una ca\u00edda del 2,8% en t\u00e9rminos interanuales. En la comparaci\u00f3n del segundo y tercer trimestres de 2020, la demanda tuvo un salto del 18%.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar <\/strong>de Espa\u00f1a peninsular, que incluye la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, aument\u00f3 un 51% durante el tercer trimestre de 2020 en comparaci\u00f3n con igual trimestre de 2019 y un 18% en comparaci\u00f3n con el segundo trimestre de 2020.<\/p>\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 un 16% en el per\u00edodo comprendido entre julio y septiembre de este a\u00f1o en comparaci\u00f3n con el tercer trimestre de 2019, mientras que en comparaci\u00f3n con el segundo trimestre de 2020 aument\u00f3 un 4,7%.<\/p>\n

La producci\u00f3n con carb\u00f3n<\/strong> contin\u00faa descendiendo y durante el tercer trimestre de 2020 fue un 35% m\u00e1s baja que en el mismo trimestre del a\u00f1o anterior, aunque con respecto al segundo trimestre de 2020 aument\u00f3 un 1,0%. En cuanto a los ciclos combinados<\/strong>, la producci\u00f3n durante el tercer trimestre se redujo un 20% con respecto al tercer trimestre de 2019, sin embargo se registr\u00f3 un incremento del 110% respecto a lo registrado en el segundo trimestre de 2020.<\/p>\n

La producci\u00f3n nuclear<\/strong> aument\u00f3 un 39% durante el tercer trimestre de 2020 en comparaci\u00f3n con el trimestre anterior. Esto se debi\u00f3 a que en el pasado trimestre varias centrales presentaron paradas programadas. Sin embargo, si se compara la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda durante el tercer trimestre del a\u00f1o con el mismo trimestre en 2019 la variaci\u00f3n fue de solo un 0,1%.<\/p>\n

Por otra parte la producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 un 33% durante el tercer trimestre de 2020 si se compara con la del mismo mes del a\u00f1o 2019, aunque disminuy\u00f3 un la misma cantidad respecto al segundo trimestre de 2020.
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AleaSoft - Balance mensual electricidad Espanna demanda produccion<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/div><\/p>\n

Entre el 1 de julio y el 30 de septiembre las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> disminuyeron un 33% respecto al trimestre anterior. Sin embargo aumentaron un 31% comparado con lo que acumulado a finales de septiembre de 2019.<\/p>\n

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

En el tercer trimestre de 2020, el precio promedio fue superior a los 35 \u20ac\/MWh en todos los mercados europeos analizados, excepto en el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, que registr\u00f3 el promedio m\u00e1s bajo, de 8,88 \u20ac\/MWh. En cambio, el mercado IPEX<\/strong> de Italia y el mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a alcanzaron los precios promedio m\u00e1s elevados, de 42,31 \u20ac\/MWh y 40,23 \u20ac\/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados los promedios estuvieron entre los 35,25 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT<\/strong> de los Pa\u00edses Bajos y los 39,03 \u20ac\/MWh del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el trimestre anterior, los precios promedio de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft <\/strong>aumentaron significativamente durante el tercer trimestre. Los mercados de Francia, B\u00e9lgica y Alemania registraron las mayores subidas de precios, del 117%, el 97% y el 78% respectivamente. Mientras que los menores incrementos fueron los de los mercados de Gran Breta\u00f1a y los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con subidas del 47% y el 59% respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos estuvieron entre el 61% del mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y el 70% del mercado IPEX.<\/p>\n

Si se comparan los precios promedio del tercer trimestre de 2020 con los registrados en el mismo trimestre de 2019, hubo descensos en la mayor\u00eda de los mercados. Las excepciones fueron el mercado belga y el franc\u00e9s, con aumentos del 4,1% y el 9,9% respectivamente. Por otra parte, el mayor descenso, del 74%, ocurri\u00f3 en el mercado Nord Pool y el menor, del 3,5%, en el mercado alem\u00e1n. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 5,7% del mercado N2EX y el 19% del mercado MIBEL.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio mercados demanda electricidad temperatura europa<\/a><\/div>\n

En cuanto a los precios diarios, el d\u00eda 15 de septiembre se alcanzaron los m\u00e1s elevados del trimestre, que 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, fue el del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

En cambio, los precios diarios m\u00e1s bajos se alcanzaron el domingo 5 de julio, debido a los elevados niveles de producci\u00f3n e\u00f3lica combinados con el descenso de la demanda del fin de semana. El precio diario m\u00e1s bajo fue el del mercado alem\u00e1n, de \u201115,34 \u20ac\/MWh, seguido por el del mercado Nord Pool, de 0,72 \u20ac\/MWh. Otros mercados con precios diarios inferiores a 5 \u20ac\/MWh fueron los de Gran Breta\u00f1a, Francia, Pa\u00edses Bajos y B\u00e9lgica, con precios de 2,95 \u20ac\/MWh, 3,19 \u20ac\/MWh, 2,39 \u20ac\/MWh y 2,14 \u20ac\/MWh respectivamente. En el caso del mercado Nord Pool, el precio de ese d\u00eda fue el m\u00e1s bajo de ese mercado al menos desde 2011. Adem\u00e1s, los precios del mercado Nord Pool se mantuvieron por debajo de los 10 \u20ac\/MWh durante toda la primera mitad del trimestre favorecidos por los elevados niveles de producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica en la regi\u00f3n asociados a las precipitaciones y al deshielo.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, los m\u00e1s elevados del trimestre se alcanzaron el d\u00eda 21 de septiembre en Alemania, B\u00e9lgica, Francia, Gran Breta\u00f1a y los Pa\u00edses Bajos. En estos mercados, el precio de la hora 20 super\u00f3 los 200 \u20ac\/MWh. El precio horario m\u00e1s alto, de 204,78 \u20ac\/MWh, fue el del mercado brit\u00e1nico. Pero en el caso de Alemania y los Pa\u00edses Bajos, el precio de esa hora, de 200,04 \u20ac\/MWh, fue el mayor de esos mercados desde febrero de 2012. Estos precios se vieron favorecidos por niveles inferiores de producci\u00f3n nuclear en Francia.<\/p>\n

Por otra parte, entre el 4 y el 6 de julio se alcanzaron precios horarios negativos en muchos mercados europeos por los elevados niveles de producci\u00f3n e\u00f3lica del primer fin de semana del trimestre. En el caso de los mercados de Estonia, Letonia, Lituania y tres zonas de Noruega, el d\u00eda 6 de julio, hubo precios negativos por primera vez como m\u00ednimo desde 2013.<\/p>\n

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

El incremento de precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos respecto al trimestre anterior estuvo favorecido por la recuperaci\u00f3n de la demanda en todos los mercados. Adem\u00e1s, la producci\u00f3n e\u00f3lica disminuy\u00f3 en la mayor\u00eda de los pa\u00edses y la producci\u00f3n solar baj\u00f3 en Alemania, Francia e Italia. Por otra parte, la recuperaci\u00f3n de los precios del gas y los precios elevados de los derechos de emisi\u00f3n tambi\u00e9n contribuyeron a la recuperaci\u00f3n de los precios.<\/p>\n

Sin embargo, en comparaci\u00f3n con el tercer trimestre de 2019, los precios todav\u00eda fueron m\u00e1s bajos en la mayor\u00eda de los mercados europeos, favorecidos por el aumento interanual de la producci\u00f3n solar en Europa y de la producci\u00f3n e\u00f3lica en Francia, Espa\u00f1a e Italia, as\u00ed como por unos precios del gas menores a los del mismo per\u00edodo de 2019. Adem\u00e1s, la demanda de electricidad todav\u00eda se mantuvo en niveles inferiores a los del mismo trimestre del a\u00f1o anterior en todos los mercados.<\/p>\n

Mercado Ib\u00e9rico<\/h2>\n

En el tercer trimestre de 2020 el precio promedio en el mercado MIBEL<\/strong> aument\u00f3 respecto al promedio del trimestre anterior. Los incrementos fueron del 61% en Portugal y del 62% en Espa\u00f1a. Estos aumentos de precios fueron el tercer y el cuarto m\u00e1s bajos de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft<\/strong>, respectivamente.<\/p>\n

En cambio, en comparaci\u00f3n con el tercer trimestre de 2019, los precios descendieron un 19% tanto en Espa\u00f1a como en Portugal. Esta fue la segunda ca\u00edda de precios m\u00e1s importante de los mercados el\u00e9ctricos europeos despu\u00e9s de la ocurrida en el mercado Nord Pool.<\/p>\n

El precio promedio trimestral fue de 37,55 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol y de 37,51 \u20ac\/MWh en el mercado portugu\u00e9s. Pero los precios diarios superaron los 50 \u20ac\/MWh en el mercado MIBEL los d\u00edas 16 y 22 de septiembre. El precio diario m\u00e1s elevado, de 51,05 \u20ac\/MWh, fue el del mi\u00e9rcoles 16 de septiembre en Espa\u00f1a. En cambio, el precio diario m\u00e1s bajo del trimestre, de 24,72 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el domingo 27 de septiembre tanto en Espa\u00f1a como en Portugal.<\/p>\n

El incremento de la demanda respecto al trimestre anterior, junto con un descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y la recuperaci\u00f3n de los precios del gas, permiti\u00f3 que los precios del mercado MIBEL aumentasen en el tercer trimestre de 2020.<\/p>\n

En cambio, al comparar con el tercer trimestre de 2019, el incremento de la producci\u00f3n renovable e\u00f3lica y solar en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica favoreci\u00f3 que los precios promedio del mercado MIBEL en el tercer trimestre de 2020 se quedaran por debajo de los del mismo trimestre de 2019. Tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a ello que la demanda de Espa\u00f1a y Portugal todav\u00eda fue ligeramente inferior a la del tercer trimestre de 2019.
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AleaSoft - arreglo paneles solares<\/a><\/div>
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Futuros de electricidad<\/h2>\n

Los precios de los futuros de electricidad para el \u00faltimo trimestre de 2020 registraron comportamientos muy heterog\u00e9neos durante el reci\u00e9n concluido tercer trimestre del a\u00f1o. Si se atiende a la diferencia entre la primera y \u00faltima sesiones de mercados, en la mayor\u00eda se registraron incrementos de precios, aunque se observan comportamientos completamente opuestos tambi\u00e9n. El mercado EEX<\/strong> de Francia present\u00f3 una bajada del 16%, la mayor de todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>. Le sigue el mercado ICE<\/strong> de B\u00e9lgica con un decremento del 3,2% y a continuaci\u00f3n el mercado EEX de Alemania e Italia, con bajadas de 0,9% y 0,2% respectivamente. En el resto de mercados se registraron subidas de entre el 6,2% del mercado EEX de Espa\u00f1a y el 14% del mercado EEX de Gran Breta\u00f1a.<\/p>\n

El comportamiento del producto del a\u00f1o calendario 2021 fue similar al del producto trimestral. Bajaron los precios en el mercado EEX de Francia, Alemania e Italia, el mercado ICE de B\u00e9lgica y los pa\u00edses n\u00f3rdicos, y en el mercado NASDAQ<\/strong>, tambi\u00e9n de la regi\u00f3n n\u00f3rdica. La mayor bajada se registr\u00f3 en el mercado EEX de Francia con un descenso del 2,6%. Mientras, por otra parte, en el mercado EEX de Espa\u00f1a y Gran Breta\u00f1a, el mercado OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal y el mercado ICE de Pa\u00edses Bajos, aumentaron los precios. El mercado brit\u00e1nico, con un 6,2% de incremento, fue el de mayor variaci\u00f3n en el precio de cierre de este producto durante el trimestre analizado.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio liquidacion 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 M+2 de 2020 en el mercado ICE<\/strong> durante el tercer trimestre de 2020 se recuperaron hasta alcanzar su precio de cierre m\u00e1ximo, de 45,86 $\/bbl, el 25 de agosto. Pero, en septiembre los precios se desplomaron hasta alcanzar el precio de cierre m\u00ednimo trimestral, de 39,61 $\/bbl, el d\u00eda 14 de septiembre. El trimestre finaliz\u00f3 con un precio de cierre de 40,95 $\/bbl en la sesi\u00f3n del mi\u00e9rcoles 30 de septiembre. Por otra parte, el precio promedio trimestral fue de 43,31 $\/bbl. Este valor es un 30% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en el segundo trimestre de 2020, de 33,39 $\/bbl, pero todav\u00eda un 30% inferior al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en el tercer trimestre de 2019, de 62,03 $\/bbl.<\/p>\n

En el mes de julio, la extensi\u00f3n de los recortes de producci\u00f3n de la OPEP+ y la recuperaci\u00f3n de la demanda permitieron que los precios aumentaran. Al iniciarse el mes de agosto, los pa\u00edses miembros de la OPEP+ empezaron a incrementar su producci\u00f3n. Pero la recuperaci\u00f3n de la demanda permiti\u00f3 compensar el aumento de suministro y los precios continuaron aumentando. Adem\u00e1s, en la segunda mitad de agosto, la producci\u00f3n en Am\u00e9rica descendi\u00f3 debido a los huracanes Marco y Laura.<\/p>\n

Sin embargo, al iniciarse septiembre, los precios descendieron influenciados por el fortalecimiento del d\u00f3lar y las preocupaciones por la evoluci\u00f3n de la demanda. Los efectos del hurac\u00e1n Sally sobre la producci\u00f3n americana y el descenso de las reservas de Estados Unidos permitieron que los precios se recuperaran en la tercera semana de septiembre. Pero el trimestre finaliz\u00f3 con descensos relacionados con el aumento de las tensiones comerciales entre China y Estados Unidos. Tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia a la baja la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n en Libia y el incremento de la producci\u00f3n en Estados Unidos, Ir\u00e1n y Rusia.<\/p>\n

Por otra parte, durante todo el tercer trimestre de 2020, las noticias sobre el aumento de casos de COVID\u201119 a nivel mundial ejercieron su influencia a la baja sobre los precios. En el cuarto trimestre de 2020, se espera que la evoluci\u00f3n de la pandemia de COVID\u201119 y las medidas que se tomen para contenerla, as\u00ed como el ritmo de recuperaci\u00f3n de la econom\u00eda, sigan ejerciendo una influencia importante en la evoluci\u00f3n de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes M+1 de 2020, despu\u00e9s de alcanzar el precio de cierre m\u00ednimo trimestral, de 4,73 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 20 de julio, empezaron a recuperarse. El precio de cierre m\u00e1ximo trimestral, de 12,35 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 28 de septiembre. Por otra parte, el valor promedio trimestral fue de 8,17 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el segundo trimestre 2020, de 5,63 \u20ac\/MWh, el promedio aument\u00f3 un 45%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el tercer trimestre de 2019, cuando el precio promedio fue de 11,74 \u20ac\/MWh, hubo un descenso del 30%.<\/p>\n

En el caso del mercado spot, en el tercer trimestre de 2020 los precios del gas TTF alcanzaron su precio \u00edndice m\u00ednimo, de 4,23 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 15 de julio. Posteriormente, empezaron a recuperarse y el precio \u00edndice m\u00e1ximo trimestral, de 12,49 \u20ac\/MWh, fue el del mi\u00e9rcoles 30 de septiembre. Este precio es el m\u00e1s elevado desde diciembre de 2019. Por otra parte, el precio promedio del trimestre fue de 7,71 \u20ac\/MWh, que es un 44% superior al del segundo trimestre de 2020, de 5,34 \u20ac\/MWh. Sin embargo, es un 25% inferior al del tercer trimestre de 2019, de 10,22 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Respecto a los precios de los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes M+1, despu\u00e9s de una segunda quincena de julio con aumentos, en agosto descendieron hasta alcanzar el precio de cierre m\u00ednimo trimestral, de 47,50 $\/t, el d\u00eda 21. Pero, posteriormente, los precios volvieron a aumentar y los d\u00edas 28 y 30 de septiembre se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo trimestral, de 57,20 $\/t. Al final, el precio promedio trimestral fue de 51,54 $\/t, un 16% superior al precio promedio de los futuros de carb\u00f3n API 2 para el mes M+1 en el segundo trimestre de 2020, de 44,51 $\/t, y un 10% m\u00e1s bajo que el del tercer trimestre de 2019, de 57,48 $\/t.<\/p>\n

En la segunda mitad de julio, los aumentos de precios estuvieron influenciados por el temor a descensos en el suministro debido a los anuncios de planes de reducci\u00f3n de producci\u00f3n en Colombia y a los efectos de las inundaciones en China. La recuperaci\u00f3n de los precios a finales de agosto tambi\u00e9n estuvo relacionada con la producci\u00f3n colombiana, en este caso, por las huelgas convocadas en el sector minero. Estas huelgas continuaron ejerciendo su influencia en septiembre y podr\u00edan extenderse durante el cuarto trimestre de 2020. Esto, junto con un incremento de la demanda en Europa, podr\u00eda favorecer que continuaran los aumentos de precios.<\/p>\n

En cuanto 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, se mantuvieron por encima de 25 \u20ac\/t todo el tercer trimestre de 2020. El precio de cierre m\u00ednimo trimestral, de 25,01 \u20ac\/t, se registr\u00f3 el d\u00eda 27 de julio. Mientras que el precio de cierre m\u00e1ximo, de 30,47 \u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 14 de septiembre. Por otra parte, el precio promedio del trimestre fue de 27,41 \u20ac\/t, un 29% superior al del trimestre anterior, de 21,32 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del tercer trimestre de 2019, de 27,23 \u20ac\/t, el promedio del tercer trimestre de 2020 es un 0,7% superior. El descenso de la producci\u00f3n nuclear francesa favoreci\u00f3 la recuperaci\u00f3n de los precios.<\/p>\n

AleaSoft - Precios gas carbon 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

Con el comienzo del cuarto trimestre, en AleaSoft<\/strong> se est\u00e1n actualizando los reportes de previsiones de curvas de precios de largo plazo<\/a> de los mercados el\u00e9ctricos europeos. En la actualizaci\u00f3n se tienen en cuenta los \u00faltimos datos publicados sobre la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda, as\u00ed como los escenarios de salida de la crisis econ\u00f3mica. En este per\u00edodo de incertidumbre, tener previsiones que sean cient\u00edficas, coherentes y de calidad es fundamental para las inversiones en energ\u00edas renovables principalmente, e\u00f3lica y fotovoltaica.<\/p>\n

Para analizar c\u00f3mo est\u00e1n evolucionando los mercados de energ\u00eda durante la recuperaci\u00f3n de la coronacrisis<\/strong> y las perspectivas en el medio y largo plazo, en AleaSoft<\/strong> se est\u00e1 llevando a cabo la serie de webinars<\/a> sobre \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica\u201d. La primera parte<\/a> se realiz\u00f3 el 17 de septiembre y la grabaci\u00f3n de la misma se puede solicitar a trav\u00e9s del correo electr\u00f3nico webinar@aleasoft.com<\/a>. La segunda parte<\/a> se realizar\u00e1 el 29 de octubre y contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de dos ponentes invitados de la consultora Deloitte<\/strong>, Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory. En esta serie de webinars tambi\u00e9n se est\u00e1 analizando la evoluci\u00f3n de la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> en el contexto actual de incertidumbre sobre la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda, y se est\u00e1 explicando la importancia de las previsiones en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong> y en las auditor\u00edas<\/strong><\/a>.<\/p>\n

La evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda tambi\u00e9n se puede seguir en los observatorios<\/a> habilitados en la web de AleaSoft<\/strong>. Esta herramienta incluye gr\u00e1ficos con informaci\u00f3n actualizada horaria, diaria y semanal de las principales variables de los mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y de CO2<\/sub>.<\/p>\n

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

AleaSoft, 1 de octubre de 2020. Los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos del tercer trimestre subieron significativamente con respecto a los del segundo trimestre. La recuperaci\u00f3n de la demanda y de los precios del gas, los precios altos del CO2, as\u00ed como una menor producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en algunos mercados son las […]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":102987,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[568],"tags":[],"class_list":["post-102961","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-noticias"],"yoast_head":"\nSignificativas subidas de precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos en Q3-2020 pero sin alcanzar los valores de 2019 - AleaSoft Energy Forecasting<\/title>\n<meta name=\"description\" content=\"Los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos del tercer trimestre subieron significativamente con respecto a los del segundo trimestre.\" \/>\n<meta name=\"robots\" content=\"index, follow, max-snippet:-1, max-image-preview:large, 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