{"id":105541,"date":"2020-11-12T14:38:46","date_gmt":"2020-11-12T13:38:46","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=105541"},"modified":"2020-11-12T14:38:49","modified_gmt":"2020-11-12T13:38:49","slug":"precios-mercados-electricos-europeos-alza-mayor-demanda-menos-eolica","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-mercados-electricos-europeos-alza-mayor-demanda-menos-eolica\/","title":{"rendered":"Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos siguen al alza por una mayor demanda y menos e\u00f3lica"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 12 de noviembre de 2020. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos subieron de forma generalizada en los primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre, continuando la tendencia de la primera semana del mes. Nuevamente el aumento de la demanda y la disminuci\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica fueron los factores fundamentales detr\u00e1s del descenso. Los futuros del Brent y del CO2<\/sub> tambi\u00e9n se recuperaron y alcanzaron valores que no se ve\u00edan desde la segunda mitad de septiembre y la primera de octubre, respectivamente.<\/strong><\/p>\n

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

Durante los tres primeros d\u00edas de la semana que comenz\u00f3 el lunes 9 de noviembre, la producci\u00f3n solar<\/strong> media disminuy\u00f3 un 49% en el mercado alem\u00e1n en comparaci\u00f3n con la media de la semana anterior. Por el contario, en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica la producci\u00f3n aument\u00f3 un 57% mientras que en el mercado italiano y en el franc\u00e9s el crecimiento de la producci\u00f3n fue del 12% y el 1,6% respectivamente.<\/p>\n

Durante los 11 primeros d\u00edas de noviembre, la producci\u00f3n solar aument\u00f3 en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica la producci\u00f3n creci\u00f3 un 35% en comparaci\u00f3n con los mismos d\u00edas de 2019 y en los mercados de Francia e Italia los incrementos fueron del 49% en ambos casos. Similarmente, en el mercado alem\u00e1n se produjo un 45% m\u00e1s con esta tecnolog\u00eda.<\/p>\n

El an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que al finalizar la semana del 9 de noviembre la producci\u00f3n solar en los mercados de Alemania e Italia ser\u00e1 inferior a la de la semana precedente.<\/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>
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 segunda semana de noviembre disminuy\u00f3 en todos los mercados analizados en AleaSoft <\/strong>en comparaci\u00f3n con el promedio registrado la semana anterior. En el mercado alem\u00e1n la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda se redujo un 77% mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y en el mercado franc\u00e9s cay\u00f3 un 64% y un 62% respectivamente. En el mercado italiano la bajada de la producci\u00f3n e\u00f3lica fue del 30%.<\/p>\n

En el an\u00e1lisis interanual, durante los primeros 11 d\u00edas de noviembre, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aument\u00f3 un 3,9% en el mercado alem\u00e1n. En el resto de los mercados analizados la producci\u00f3n disminuy\u00f3. El caso m\u00e1s destacado es el mercado italiano en el que la producci\u00f3n se redujo un 74%.<\/p>\n

El an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que al cierre de la segunda semana de noviembre la producci\u00f3n e\u00f3lica total de la semana continuar\u00e1 siendo menor a la registrada durante la semana del 2 de noviembre en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>.<\/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

La demanda el\u00e9ctrica<\/strong> continu\u00f3 la subida de la semana del 2 de noviembre<\/a> en la mayor\u00eda de los mercados de Europa, al incrementarse entre el lunes y el mi\u00e9rcoles de la semana del 9 de noviembre respecto al mismo per\u00edodo de la semana anterior. En los mercados de Alemania y Portugal la demanda aument\u00f3 un 1,7% y un 1,4% respectivamente, mientras que en Italia y B\u00e9lgica los incrementos fueron del 0,8% y el 0,7%. En el caso del mercado franc\u00e9s se registr\u00f3 un descenso <\/a>del 4,9%, en el que influy\u00f3 el efecto del festivo del 11 de noviembre, D\u00eda del Armisticio de 1918. Una vez corregido el efecto de este festivo, la bajada fue del 1,4%.<\/p>\n

Para el c\u00f3mputo final de la segunda semana de noviembre, las previsiones de demanda de AleaSoft<\/strong><\/a> apuntan a que cada mercado mantendr\u00e1 la tendencia registrada durante los tres primeros d\u00edas de la semana. Sin embargo, la demanda pudiera verse afectada por el efecto de las restricciones implementadas para frenar la propagaci\u00f3n del coronavirus en diversos pa\u00edses de Europa<\/a>.<\/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

En Espa\u00f1a peninsular se registr\u00f3 un aumento de la demanda el\u00e9ctrica del 2,6% durante los tres primeros d\u00edas de la semana respecto a los mismos d\u00edas de la primera semana de noviembre. Uno de los factores influyentes en esta subida fue el festivo del D\u00eda de Todos los Santos celebrado el 2 de noviembre en seis comunidades aut\u00f3nomas. Al corregir este efecto y el del festivo del 9 de noviembre en Madrid la subida fue del 0,6%. En AleaSoft<\/strong> se prev\u00e9 que la demanda total de la semana del 9 de noviembre ser\u00e1 superior a la de la semana precedente.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> media de Espa\u00f1a peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, aument\u00f3 un 57% entre el lunes y el mi\u00e9rcoles de la semana que comenz\u00f3 el 9 de noviembre respecto a la media de la semana anterior. En la comparaci\u00f3n interanual, la producci\u00f3n con estas tecnolog\u00edas durante los primeros 11 d\u00edas de noviembre registr\u00f3 un incremento del 36%. Al cierre de la segunda semana del mes, en AleaSoft<\/strong> se espera que la producci\u00f3n solar total sea mayor que la registrada durante 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 del 9 de noviembre, disminuy\u00f3 un 61% con respecto a la media de la semana anterior. En el an\u00e1lisis interanual, la producci\u00f3n registrada durante los primeros 11 d\u00edas de noviembre fue un 40% m\u00e1s baja. Seg\u00fan el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong>, para la semana del 9 al 15 de noviembre, se prev\u00e9 que la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda contin\u00fae siendo inferior a la registrada durante la semana que finaliz\u00f3 el domingo 8 de noviembre.<\/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. Seg\u00fan ENTSO-E, la central volver\u00e1 a entrar en funcionamiento el 16 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 10 698 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 45, lo que representa un aumento de 140 GWh respecto al bolet\u00edn n\u00famero 44.<\/p>\n

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

Los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 9 de noviembre 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 103%, fue la del mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, seguida por el incremento del 30% del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania. En cambio, el mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a y el mercado IPEX<\/strong> de Italia tuvieron los menores aumentos de precios, del 4,8% y el 14% respectivamente. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 18% del mercado EPEX SPOT de Francia y el 22% de los mercados EPEX SPOT de B\u00e9lgica y los Pa\u00edses Bajos.<\/p>\n

Durante los cuatro primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre, el mercado con el precio promedio m\u00e1s bajo, de 8,85 \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 50,53 \u20ac\/MWh, fue el del mercado italiano, seguido por el del mercado brit\u00e1nico, de 50,30 \u20ac\/MWh. Los promedios del resto de los mercados estuvieron entre los 42,71 \u20ac\/MWh del mercado franc\u00e9s y los 46,23 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL <\/strong>de Espa\u00f1a.<\/p>\n

En los cuatro primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre, el mercado Nord Pool tuvo los precios diarios m\u00e1s bajos, m\u00e1s de 30 \u20ac\/MWh inferiores a los del resto de los mercados. El lunes, los precios del resto de los mercados estuvieron bastante acoplados, excepto los del mercado brit\u00e1nico, que fueron superiores. Pero, a partir del martes, el acoplamiento fue disminuyendo.<\/p>\n

Entre el 9 y el 12 de noviembre, los precios diarios superaron los 50 \u20ac\/MWh de manera puntual en el mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal, en el mercado italiano y en el brit\u00e1nico. El precio diario m\u00e1s elevado fue el del jueves 12 de noviembre en el mercado italiano, de 57,86 \u20ac\/MWh. En cambio, los precios diarios del mercado Nord Pool se mantuvieron por debajo de los 11 \u20ac\/MWh. El precio diario m\u00e1s bajo, de 7,07 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 tambi\u00e9n el jueves en este mercado.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 9 de noviembre, no hubo precios horarios negativos en los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados. Por otra parte, el precio horario m\u00e1s elevado de los cuatro primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre, de 93,66 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 en la hora 19 del martes 10 de noviembre en el mercado brit\u00e1nico.<\/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 generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica y el incremento de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados favorecieron los aumentos de precios durante los primeros d\u00edas de la semana del 9 de noviembre. Adem\u00e1s, en el caso de Alemania, la producci\u00f3n solar tambi\u00e9n baj\u00f3, contribuyendo a que \u00e9ste fuera el mercado con el segundo mayor incremento de precios.<\/p>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que al final de la segunda semana de noviembre los precios promedios ser\u00e1n superiores a los registrados durante la semana del 2 de noviembre en todos los mercados europeos. En cambio, se prev\u00e9 que durante la semana del 16 de noviembre la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica favorecer\u00e1 el descenso de los precios en la mayor\u00eda de estos mercados.<\/p>\n

AleaSoft - parque eolico<\/a><\/div>\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 9 de noviembre aument\u00f3 respecto al del mismo per\u00edodo de la semana anterior. El incremento fue del 21% tanto en Espa\u00f1a como en Portugal.<\/p>\n

Debido a esta subida de precios, el precio promedio del 9 al 12 de noviembre fue de 46,23 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol y de 46,22 \u20ac\/MWh en el mercado portugu\u00e9s. Estos fueron el tercer y el cuarto precios m\u00e1s altos de los mercados europeos, despu\u00e9s de los registrados por los mercados de Italia y Gran Breta\u00f1a.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios diarios del mercado MIBEL de los cuatro primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre, el precio diario m\u00e1ximo, de 50,67 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el martes 10 de noviembre en el mercado espa\u00f1ol. El resto de los d\u00edas, los precios fueron los mismos tanto en Espa\u00f1a como en Portugal y se mantuvieron por debajo de los 50 \u20ac\/MWh. El precio diario m\u00ednimo, de 43,30 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el mi\u00e9rcoles 11 de noviembre.<\/p>\n

Durante los primeros d\u00edas de la semana del 9 de noviembre, el incremento de la demanda en Espa\u00f1a y Portugal y la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica favorecieron el amento de los precios en el mercado MIBEL.<\/p>\n

Sin embargo, las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que para la tercera semana de noviembre la producci\u00f3n e\u00f3lica se recuperar\u00e1, permitiendo que los precios del mercado MIBEL desciendan.<\/p>\n

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Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante los primeros tres d\u00edas de la segunda semana de noviembre, los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2021 tuvieron comportamientos heterog\u00e9neos en los mercados europeos analizados en AleaSoft<\/strong>. Por una parte, en el mercado<\/strong> EEX<\/strong> de Alemania y Francia, el mercado<\/strong> ICE<\/strong> de B\u00e9lgica y de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y el mercado<\/strong> NASDAQ<\/strong> de esta \u00faltima regi\u00f3n disminuyeron los precios respecto a los de la sesi\u00f3n del viernes 6 de noviembre. Los mercados de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fueron los l\u00edderes en estas bajadas, con ca\u00eddas cercanas al 17%. Por otra parte, en los mercados EEX de Espa\u00f1a, Italia y Gran Breta\u00f1a, OMIP de Espa\u00f1a y Portugal e ICE de Gran Breta\u00f1a y Pa\u00edses Bajos los precios aumentaron, siendo el mercado OMIP<\/strong> el de mayor incremento, de un 1,3% para ambos pa\u00edses. El mercado ICE de Gran Breta\u00f1a fue el de menor variaci\u00f3n en t\u00e9rminos absolutos, con un incremento de 0,11 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2021, el comportamiento de los mercados fue mayoritariamente a la baja. Las excepciones fueron los mercados ICE de Gran Breta\u00f1a y Pa\u00edses Bajos, donde los precios aumentaron un 1,0% en ambos casos. En cuanto a los descensos, los precios de los mercados de la regi\u00f3n n\u00f3rdica cayeron un 30%. En el resto de los mercados los precios bajaron entre el 1,3% del mercado ICE de B\u00e9lgica y el 5,7% del mercado EEX de Francia.<\/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 9 de noviembre, iniciaron una tendencia ascendente. Como consecuencia, el precio de cierre del mi\u00e9rcoles 11 de noviembre fue de 43,80 $\/bbl, un 6,2% superior al del mi\u00e9rcoles anterior y el m\u00e1s elevado desde principios de la segunda mitad de septiembre.<\/p>\n

Las noticias sobre una vacuna capaz de proteger frente a las infecciones de COVID\u201119 en un 90% de los casos, favorecieron los incrementos de precios de los primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre. Los resultados electorales estadounidenses tambi\u00e9n contribuyeron a estas subidas.<\/p>\n

Sin embargo, las \u00faltimas previsiones realizadas por la OPEP y publicadas el mi\u00e9rcoles sobre la demanda de crudo descendieron respecto a las realizadas hace un mes, debido a las nuevas medidas implementadas para contener el coronavirus. Esto har\u00e1 necesario reconsiderar los incrementos de producci\u00f3n previstos para enero en la pr\u00f3xima reuni\u00f3n de la OPEP+, la cual se ha de realizar a finales del mes de noviembre. Mientras tanto, se espera que las declaraciones respecto a las intenciones sobre este tema por parte de los pa\u00edses miembros de la OPEP+ influyan en la evoluci\u00f3n de los precios.<\/p>\n

Por otra parte, los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, iniciaron la semana con un precio de cierre de 13,85 \u20ac\/MWh el lunes 9 de noviembre. Este precio fue un 0,3% inferior al de la \u00faltima sesi\u00f3n de la semana anterior. Sin embargo, en los dos d\u00edas posteriores se produjeron incrementos de precios. El mi\u00e9rcoles 11 de noviembre el precio de cierre fue de 14,10 \u20ac\/MWh, un 1,5% superior al del mismo d\u00eda de la semana anterior.<\/p>\n

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot<\/strong>, los primeros cuatro d\u00edas de la segunda semana de noviembre, los precios aumentaron. Como consecuencia, el precio \u00edndice del jueves 12 de noviembre fue de 14,10 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En cuanto a los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, el lunes 9 de noviembre, registraron un precio de cierre de 51,25 $\/t, que fue el m\u00e1s bajo desde finales de agosto. Pero el martes se inici\u00f3 una recuperaci\u00f3n de los precios. El mi\u00e9rcoles 11 de noviembre se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 52,65 $\/t, un 2,3% superior al del mi\u00e9rcoles anterior y el m\u00e1s elevado de los 11 primeros d\u00edas de noviembre.<\/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, el lunes 9 de noviembre, se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 26,55 \u20ac\/t. Este precio fue un 12% superior al del lunes anterior y el m\u00e1s elevado desde la primera mitad de octubre. Pero el martes los precios empezaron a descender y el mi\u00e9rcoles se registr\u00f3 un precio de cierre de 26,13 \u20ac\/t. Sin embargo, este precio todav\u00eda fue un 4,1% 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 y perspectivas a partir de 2021<\/h2>\n

En AleaSoft<\/strong> se est\u00e1 organizando el que ser\u00e1 su \u00faltimo webinar<\/a> del a\u00f1o 2020, que se realizar\u00e1 el pr\u00f3ximo 26 de noviembre y se titular\u00e1 \u201cPerspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa a partir de 2021 (I)\u201d.<\/a> Como su nombre indica, en esta ocasi\u00f3n el an\u00e1lisis de los temas se centrar\u00e1 en las perspectivas a partir del a\u00f1o 2021, despu\u00e9s de un a\u00f1o 2020 marcado por la pandemia de la COVID\u201119<\/strong> que ha provocado una profunda crisis econ\u00f3mica<\/strong> a nivel global. Adem\u00e1s de abordar la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda, se analizar\u00e1 el nuevo sistema de subastas renovables<\/strong> planteado por el Gobierno espa\u00f1ol y su efecto en el mercado, as\u00ed como las Due Diligence<\/strong> t\u00e9cnicas y su importancia en la financiaci\u00f3n de proyectos<\/strong>. Para hablar de todos estos temas tambi\u00e9n se contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de tres ponentes de Vector Renewables<\/strong>.<\/p>\n

A la hora de definir una estrategia de compra de energ\u00eda, ya sea a trav\u00e9s de un contrato de suministro<\/strong> con una comercializadora, de un PPA<\/strong> o directamente en los mercados, es fundamental contar con previsiones de medio plazo con distribuciones de probabilidad<\/a> que ayuden a minimizar el riesgo de precios de mercado. En AleaSoft se cuenta con este tipo de previsiones para los principales mercados el\u00e9ctricos europeos<\/a>, las cuales se actualizan cada mes teniendo en cuenta la evoluci\u00f3n de los mercados y de la econom\u00eda, as\u00ed como las perspectivas de recuperaci\u00f3n de la crisis econ\u00f3mica.<\/p>\n

En los observatorios<\/a> de mercados de AleaSoft<\/strong> se puede realizar un seguimiento de los mercados de energ\u00eda durante las \u00faltimas semanas, lo que permite analizar si los mismos se han visto afectados durante la segunda ola de la COVID\u201119. Los observatorios incluyen gr\u00e1ficos comparativos con las principales variables de los mercados el\u00e9ctricos europeos, de gas, de petr\u00f3leo y de CO2<\/sub>, cuyos datos se actualizan diariamente.<\/p>\n

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Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n\n\n

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AleaSoft, 12 de noviembre de 2020. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos subieron de forma generalizada en los primeros d\u00edas de la segunda semana de noviembre, continuando la tendencia de la primera semana del mes. 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