{"id":105144,"date":"2020-11-05T15:23:06","date_gmt":"2020-11-05T14:23:06","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=105144"},"modified":"2020-11-05T15:24:07","modified_gmt":"2020-11-05T14:24:07","slug":"mercados-electricos-europeos-comienzan-noviembre-descensos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/mercados-electricos-europeos-comienzan-noviembre-descensos\/","title":{"rendered":"Los mercados el\u00e9ctricos europeos comienzan noviembre con descensos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 5 de noviembre de 2020. En los primeros d\u00edas de noviembre los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos bajaron, aunque en muchos casos los descensos no superaron los 2,50 \u20ac\/MWh. La disminuci\u00f3n de la demanda en gran parte de los mercados y la tendencia bajista de los precios del gas durante los \u00faltimos d\u00edas favorecieron este comportamiento. No obstante, se espera que los precios aumenten en algunos mercados el\u00e9ctricos en la segunda semana de noviembre porque la producci\u00f3n e\u00f3lica ser\u00e1 menor.<\/strong><\/p>\n

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

Entre el lunes 2 de noviembre y el mi\u00e9rcoles 4 de noviembre, la producci\u00f3n solar<\/strong> promedio disminuy\u00f3 en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> en comparaci\u00f3n con el promedio de la semana anterior. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica disminuy\u00f3 un 42% mientras que en Italia y Francia cay\u00f3 un 26% y un 15% respectivamente. La excepci\u00f3n fue el mercado alem\u00e1n en el que la producci\u00f3n aument\u00f3 un 23%.<\/p>\n

Durante los cuatro primeros d\u00edas de noviembre, la producci\u00f3n solar aument\u00f3 un 71% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y un 58% en el mercado franc\u00e9s en comparaci\u00f3n con los mismos d\u00edas de 2019. En el mercado italiano se produjo un 32% m\u00e1s con esta tecnolog\u00eda y en el mercado alem\u00e1n un 24%.<\/p>\n

Para la primera semana de noviembre, el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que disminuir\u00e1 la producci\u00f3n solar en la mayor\u00eda de los mercados, mientras que en el mercado alem\u00e1n se prev\u00e9 que la producci\u00f3n contin\u00fae siendo superior que la de la semana anterior.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion 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

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> promedio los tres primeros d\u00edas de la semana que comenz\u00f3 el lunes 2 de noviembre aument\u00f3 un 26% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica en comparaci\u00f3n con el promedio registrado durante la semana precedente. En el mercado alem\u00e1n creci\u00f3 un 3,5%, mientras que por el contrario en Italia y Francia la producci\u00f3n media disminuy\u00f3 un 80% y un 25% respectivamente.<\/p>\n

En el an\u00e1lisis interanual, entre el 1 y el 4 de noviembre, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aument\u00f3 un 39% en el mercado alem\u00e1n. En el resto de los mercados analizados la producci\u00f3n disminuy\u00f3 entre el 86% del mercado italiano y el 13% del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

El an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que al finalizar la primera semana de noviembre la producci\u00f3n e\u00f3lica total ser\u00e1 menor en Italia, Francia y Alemania respecto a la de la semana del 26 de octubre, mientras que por el contrario se espera un incremento de la producci\u00f3n en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion 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

De lunes a mi\u00e9rcoles de la semana del 2 de noviembre, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> disminuy\u00f3 en gran parte de los mercados de Europa respecto a los mismos d\u00edas de la semana anterior. En el caso de los mercados de Francia y B\u00e9lgica los descensos fueron del 1,9% y 1,8% respectivamente. Por otra parte, en el mercado brit\u00e1nico se produjo una recuperaci\u00f3n de la demanda de un 3,0%. En el resto de mercados analizados se registraron ca\u00eddas inferiores al 1,6%.<\/p>\n

No obstante, en los \u00faltimos d\u00edas de la semana las temperaturas bajar\u00e1n por lo que las previsiones de de AleaSoft<\/a> indican que la demanda de los mercados de Europa ser\u00e1 superior a la de la semana anterior al concluir la semana, salvo en el mercado de Alemania donde se espera que disminuya. De igual manera, el comportamiento de la demanda el\u00e9ctrica en los mercados europeos se podr\u00eda ver afectado por las restricciones para frenar la propagaci\u00f3n de la COVID\u201119, como los confinamientos decretados en Francia y Reino Unido, el confinamiento parcial de Alemania durante el mes noviembre y el toque de queda en algunas regiones de B\u00e9lgica que se mantendr\u00e1 hasta mediados de diciembre.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electricidad paises 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 tuvo un descenso del 1,6% del 2 al 4 de noviembre respecto a los tres primeros d\u00edas de la \u00faltima semana de octubre. No obstante, en AleaSoft<\/strong> se espera que la demanda en el mercado espa\u00f1ol sea ligeramente superior que la de la semana anterior al terminar la primera semana de noviembre.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> promedio de Espa\u00f1a peninsular, incluyendo a la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, disminuy\u00f3 un 43% entre el lunes y el mi\u00e9rcoles de la semana del 2 de noviembre respecto al promedio de la semana del 26 de octubre. En la comparaci\u00f3n interanual, la producci\u00f3n con estas tecnolog\u00edas registr\u00f3 un incremento del 71% durante los primeros cuatro d\u00edas de noviembre. En AleaSoft<\/strong> se espera que al terminar la semana la producci\u00f3n solar total sea inferior a 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 que comenz\u00f3 el 2 de noviembre, aument\u00f3 un 8,1% con respecto a la media de la semana anterior. En el an\u00e1lisis interanual, la producci\u00f3n registrada entre el 1 y el 4 de noviembre fue un 53% m\u00e1s baja que la del mismo per\u00edodo de 2019. Seg\u00fan el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong>, para la semana del 2 al 8 de noviembre, se prev\u00e9 que la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aumente en comparaci\u00f3n con la registrada en la \u00faltima semana de octubre.<\/p>\n

La producci\u00f3n nuclear<\/strong> se mantiene con un promedio diario cercano a los 146 GWh. La unidad II de la central nuclear de Asc\u00f3 contin\u00faa desconectada de la red por una parada programada<\/a> desde el s\u00e1bado 3 de octubre y se espera que la recarga concluya durante el transcurso de la primera semana de noviembre.<\/p>\n

AleaSoft - Balance diario electricidad Espanna demanda produccion<\/a>Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/div>\n

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> cuentan actualmente con 10 558 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 44, lo que representa un aumento de 100 GWh respecto al bolet\u00edn n\u00famero 43.<\/p>\n

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

Los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 2 de noviembre los precios disminuyeron en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft<\/strong> en comparaci\u00f3n con el mismo per\u00edodo de la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania y el mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a, donde se registraron aumentos de precios del 1,7% y el 5,4% respectivamente. Por otra parte, la mayor bajada de precios, del 65%, fue la del mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. En cambio, en el mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos se produjo el menor descenso de precios, del 1,0%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 4,5% del mercado IPEX<\/strong> de Italia y el 10% del mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica.<\/p>\n

Durante los cuatro primeros d\u00edas de la primera semana de noviembre, el mercado con el precio promedio m\u00e1s bajo, de 4,36 \u20ac\/MWh, fue el mercado Nord Pool de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. En cambio, el precio promedio m\u00e1s elevado de este per\u00edodo, de 48,01 \u20ac\/MWh, fue el del mercado brit\u00e1nico, seguido por el del mercado italiano, de 44,44 \u20ac\/MWh. Los promedios del resto de los mercados estuvieron entre los 34,45 \u20ac\/MWh del mercado alem\u00e1n y los 38,17 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL <\/strong>de Espa\u00f1a.<\/p>\n

De lunes a jueves de la primera semana de noviembre, el mercado Nord Pool tuvo los precios diarios m\u00e1s bajos. Por otra parte, los precios de los mercados de Alemania, B\u00e9lgica y Francia estuvieron bastante acoplados. El resto de los mercados tuvieron precios, en general, m\u00e1s elevados y un acoplamiento menor, sobre todo al principio de la semana. El lunes y el martes, los precios m\u00e1s elevados se alcanzaron en el mercado IPEX. Pero, el mi\u00e9rcoles y el jueves, el mercado N2EX alcanz\u00f3 precios m\u00e1s altos.<\/p>\n

Entre el 2 y el 5 de noviembre, los precios diarios s\u00f3lo superaron los 50 \u20ac\/MWh en el mercado brit\u00e1nico. El d\u00eda 4 de noviembre, el precio de este mercado fue de 53,14 \u20ac\/MWh. Pero posteriormente, el 5 de noviembre el precio fue a\u00fan mayor, de 59,40 \u20ac\/MWh. Ese mismo d\u00eda, se alcanz\u00f3 el precio diario m\u00e1s bajo, de 2,53 \u20ac\/MWh, en el mercado Nord Pool.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el d\u00eda 2 de noviembre, se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Francia, Gran Breta\u00f1a, los Pa\u00edses Bajos y los pa\u00edses n\u00f3rdicos. El precio horario m\u00e1s bajo fue el de la hora 4 del mercado alem\u00e1n, de \u201110,48 \u20ac\/MWh. En el caso del mercado Nord Pool de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, esta fue la primera ocasi\u00f3n en que el precio del sistema alcanz\u00f3 valores horarios negativos, al menos, desde 2011.<\/p>\n

Por otra parte, el precio horario m\u00e1s elevado de los cuatro primeros d\u00edas de la primera semana de noviembre, de 213,63 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 en la hora 19 del jueves 5 de noviembre en el mercado brit\u00e1nico. Este fue el precio horario m\u00e1s elevado desde junio de 2019 en este mercado.<\/p>\n

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

El descenso de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados y la ca\u00edda de los precios del gas, en conjunto con el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en algunos casos, favoreci\u00f3 los descensos de precios de los primeros d\u00edas de la semana del 2 de noviembre.<\/p>\n

En cambio, las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que para el resto de la semana y para la semana del 9 de noviembre el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la mayor\u00eda de los mercados favorecer\u00e1 que se produzcan incrementos de precios.
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AleaSoft - parque eolico<\/a><\/div>
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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 2 de noviembre disminuy\u00f3 respecto al del mismo per\u00edodo de la semana anterior. El descenso fue del 6,1% en Espa\u00f1a y del 6,2% en Portugal.<\/p>\n

Debido a estos descensos, el precio promedio del 2 al 5 de noviembre fue de 38,17 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol y de 38,16 \u20ac\/MWh en el mercado portugu\u00e9s. Estos fueron el tercer y el cuarto precio m\u00e1s altos de los mercados europeos, despu\u00e9s de los promedios del mercado brit\u00e1nico y del mercado italiano.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios diarios del mercado MIBEL, de lunes a jueves descendieron progresivamente. As\u00ed, el precio m\u00e1ximo, de 40,89 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 2 de noviembre en el mercado espa\u00f1ol. El resto de los d\u00edas, los precios diarios fueron los mismos tanto en Espa\u00f1a como en Portugal y el precio diario m\u00ednimo, de 33,99 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el jueves 5 de noviembre.<\/p>\n

Durante los primeros d\u00edas de la primera semana de noviembre, el descenso de la demanda y la ca\u00edda de los precios del gas, en conjunto con el aumento de la generaci\u00f3n e\u00f3lica favorecieron el descenso de los precios en el mercado MIBEL.<\/p>\n

El resto de la semana se espera que los precios diarios sean a\u00fan menores, pero las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que aumentar\u00e1n durante la semana del 9 de noviembre, influenciados por una menor producci\u00f3n e\u00f3lica y una recuperaci\u00f3n de la demanda.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

El comportamiento de los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo trimestre fue heterog\u00e9neo durante los primeros cuatro d\u00edas de noviembre. En el mercado<\/strong> EEX<\/strong> de Alemania y el mercado<\/strong> ICE<\/strong> de B\u00e9lgica y de Pa\u00edses Bajos aumentaron los precios respecto a la \u00faltima sesi\u00f3n de la semana anterior. El mercado alem\u00e1n fue el de mayor incremento, del 1,7%. En el resto de mercados analizados en AleaSoft<\/strong> se redujeron los precios para el mismo per\u00edodo. El mercado ICE de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fue el de mayor bajada, al caer un 5,5% respecto al precio de cierre de la sesi\u00f3n del 30 de octubre.<\/p>\n

En cuando a los precios de los futuros para el a\u00f1o 2021, se produjo una bajada generalizada en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>. Las mayores variaciones se produjeron en el mercado ICE y el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, ambos con una disminuci\u00f3n en sus precios del 23%. El mercado en el que menos se redujo el precio de cierre para este producto fue el EEX de Gran Breta\u00f1a, con una bajada del 2,7%. En el caso del mercado ICE brit\u00e1nico, este producto no se negocia, pero a partir del an\u00e1lisis de los productos mensuales que comprenden el a\u00f1o 2021, se obtuvo una variaci\u00f3n apenas perceptible en t\u00e9rminos porcentuales, disminuyendo en tan solo 0,01 \u20ac\/MWh.<\/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 de enero de 2021 en el mercado ICE<\/strong>, los tres primeros d\u00edas de la semana del 2 de noviembre, iniciaron una tendencia ascendente. Despu\u00e9s de registrar el viernes 30 de octubre un precio de cierre de 37,94 $\/bbl, el m\u00e1s bajo desde la segunda mitad de mayo, el d\u00eda 2 de noviembre los precios empezaron a recuperarse de las ca\u00eddas de la semana anterior. El precio de cierre del mi\u00e9rcoles 4 de noviembre fue ya de 41,23 $\/bbl, un 4,0% superior al del mi\u00e9rcoles anterior.<\/p>\n

La posibilidad de que la OPEP+ aplace el incremento de su producci\u00f3n previsto para el mes de enero favoreci\u00f3 la recuperaci\u00f3n de los precios en los primeros d\u00edas de la semana del 2 de noviembre. Adem\u00e1s, el descenso de las reservas de crudo de Estados Unidos tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a esta recuperaci\u00f3n. Sin embargo, el descenso de la movilidad en Europa y Estados Unidos debido a las medidas establecidas para intentar controlar la pandemia de COVID\u201119 est\u00e1 afectando a la demanda.<\/p>\n

Por otra parte, en los pr\u00f3ximos d\u00edas, los resultados de las elecciones presidenciales en Estados Unidos podr\u00edan influenciar en la evoluci\u00f3n de los precios, debido a las diferencias respecto a las pol\u00edticas energ\u00e9ticas entre los programas de los candidatos.<\/p>\n

En el caso de los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, el lunes 2 de noviembre continuaron con la tendencia descendente de la semana anterior. Este d\u00eda se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 13,66 \u20ac\/MWh, un 9,4% inferior al del lunes anterior y el m\u00e1s bajo desde principios de octubre. Pero, el martes se inici\u00f3 una ligera recuperaci\u00f3n de los precios. Como consecuencia, el precio de cierre del mi\u00e9rcoles 4 de noviembre fue de 13,88 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot<\/strong>, el martes 3 de noviembre, se alcanz\u00f3 un precio \u00edndice de 13,17 \u20ac\/MWh, el m\u00e1s bajo desde la primera quincena de octubre. Pero, posteriormente, los precios iniciaron una tendencia al alza y el precio \u00edndice del jueves 5 de noviembre fue de 13,72 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En cuanto a los precios de cierre de los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, los primeros d\u00edas de la semana del 2 de noviembre, oscilaron entre los 51,80 $\/t del martes y los 51,45 $\/t del lunes y el mi\u00e9rcoles. Este \u00faltimo precio es el m\u00e1s bajo desde finales 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, en la primera semana de noviembre, los precios empezaron a recuperarse. El mi\u00e9rcoles 4 de noviembre se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 25,11 \u20ac\/t. Este precio fue un 9,0% superior al del mi\u00e9rcoles anterior.<\/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 evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda en la segunda ola de la pandemia<\/h2>\n

El 29 de octubre se realiz\u00f3 el webinar de AleaSoft<\/strong> \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/strong> (II)\u201d en la que se cont\u00f3 con la participaci\u00f3n de ponentes de la consultora Deloitte<\/strong>. En el webinar se analiz\u00f3 la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda en las \u00faltimas semanas, justo en el momento en que Europa se encuentra en la segunda ola de la pandemia de COVID\u201119<\/strong>. Tambi\u00e9n se debati\u00f3 sobre Project Finance<\/strong>, un tema que interesa mucho al sector renovable. Una de las conclusiones del encuentro es que los PPA<\/strong> son una herramienta muy \u00fatil para mitigar el riego de precios de mercado<\/a>. Los expertos tambi\u00e9n coincidieron en la necesidad de disponer de previsiones de precios fiables<\/a> para dise\u00f1ar un modelo financiero robusto para un proyecto. Para conocer en detalle todos los temas tratados, se puede solicitar la grabaci\u00f3n aqu\u00ed<\/a> o escribiendo a webinar@aleasoft.com<\/a>.<\/p>\n

El pr\u00f3ximo 26 de noviembre comenzar\u00e1 una nueva serie de webinars de AleaSoft<\/strong> \u201cPerspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa a partir de 2021<\/a>\u201d que estar\u00e1 centrara en las perspectivas de los mercados de energ\u00eda y de la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables a partir del a\u00f1o 2021.<\/p>\n

En AleaSoft<\/strong> se actualizan peri\u00f3dicamente las previsiones de precios del mercado en el largo plazo<\/strong><\/a> teniendo en cuenta los escenarios de evoluci\u00f3n de la econom\u00eda. Dichas previsiones incluyen bandas de confianza<\/strong>, las cuales permiten determinar el riesgo asociado al asumir determinados precios del mercado en el futuro, por ejemplo en la negociaci\u00f3n de un PPA o al presentar ofertas para las subastas de renovables<\/strong>. Las previsiones incluyen un perfilado horario de los precios que permite obtener la previsi\u00f3n del precio capturado<\/strong> por las tecnolog\u00edas fotovoltaica y e\u00f3lica.<\/p>\n

Para analizar c\u00f3mo van evolucionando los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> durante la segunda ola de la pandemia, se pueden consultar los observatorios<\/a> de AleaSoft<\/strong>. Esta herramienta incluye gr\u00e1ficos con datos actualizados diariamente de las principales variables de dichos mercados.<\/p>\n

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

AleaSoft, 5 de noviembre de 2020. En los primeros d\u00edas de noviembre los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos bajaron, aunque en muchos casos los descensos no superaron los 2,50 \u20ac\/MWh. 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