{"id":119075,"date":"2021-09-20T14:19:48","date_gmt":"2021-09-20T12:19:48","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=119075"},"modified":"2021-09-20T14:19:51","modified_gmt":"2021-09-20T12:19:51","slug":"precios-gas-co2-marcaron-evolucion-mercados-electricos-europeos-tercera-semana-septiembre","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-gas-co2-marcaron-evolucion-mercados-electricos-europeos-tercera-semana-septiembre\/","title":{"rendered":"Los precios del gas y CO2<\/sub> marcaron la evoluci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos europeos en la tercera semana de septiembre"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 20 de septiembre de 2021. En la tercera semana de septiembre continuaron las subidas de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos, que volvieron a registrar m\u00e1ximos diarios y horarios. Tambi\u00e9n aumentaron los precios de los futuros de electricidad. La causa principal de estas subidas son los altos precios del gas, que volvi\u00f3 a registrar un precio r\u00e9cord, superior a 70 \u20ac\/MWh, y del CO2<\/sub>. A esto se sum\u00f3 una ca\u00edda de la producci\u00f3n solar y e\u00f3lica en la mayor\u00eda de mercados. La demanda disminuy\u00f3 en gran parte de los mercados.<\/strong><\/p>\n

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

Durante la semana del 13 de septiembre la producci\u00f3n solar<\/strong> disminuy\u00f3 en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> en comparaci\u00f3n con la semana anterior. El mayor descenso, del 32%, se registr\u00f3 en el mercado alem\u00e1n, mientras que en el mercado portugu\u00e9s se registr\u00f3 la menor bajada, de un 5,6%. En el resto de los mercados la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda disminuy\u00f3 entre un 15% y un 21%.<\/p>\n

Para la semana del 20 de septiembre, las previsiones de producci\u00f3n solar de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> apuntan a una recuperaci\u00f3n en los mercados de Espa\u00f1a, Italia y Alemania.<\/p>\n

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

Durante la tercera semana de septiembre la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> disminuy\u00f3 en gran parte de los mercados analizados. En el mercado franc\u00e9s la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda baj\u00f3 un 23%, mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica el descenso fue de un 13%. Las excepciones fueron los mercados de Alemania e Italia, donde la producci\u00f3n e\u00f3lica aument\u00f3 un 69% y un 63% respectivamente.<\/p>\n

Para la pen\u00faltima semana de septiembre, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que la producci\u00f3n e\u00f3lica aumentar\u00e1 en la mayor\u00eda de los mercados analizados, siendo la excepci\u00f3n el mercado italiano, donde se espera una menor generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion eolica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

En la semana del 13 de septiembre, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> disminuy\u00f3 en la mayor\u00eda de mercados europeos respecto a la semana anterior, mientras que en el resto se registraron valores similares. La ca\u00edda de las temperaturas medias en los \u00faltimos d\u00edas del verano fue una de las causas de estos descensos. La disminuci\u00f3n de las temperaturas medias estuvo entre 1,9 \u00b0C y 2,8 \u00b0C. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica se registraron las bajadas de demanda m\u00e1s notables, que fueron del 3,2% y 4,1% en Portugal y Espa\u00f1a respectivamente. Por otra parte, en el mercado brit\u00e1nico la demanda fue casi id\u00e9ntica a la de la semana precedente, donde el acumulado fue de 4426 GWh, s\u00f3lo 1 GWh superior a la semana anterior. Los mercados de Alemania e Italia tuvieron ascensos del 1,0% y 0,5% en cada caso.<\/p>\n

Para la cuarta semana de septiembre, se espera que la demanda contin\u00fae decreciendo en la mayor\u00eda de mercados el\u00e9ctricos durante los d\u00edas de transici\u00f3n entre el verano y el oto\u00f1o, seg\u00fan las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a>.<\/p>\n

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

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

En la semana del 13 de septiembre los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> aumentaron. La mayor subida de precios fue la del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, del 39%, seguida por las del mercado IPEX <\/strong>de Italia y el mercado MIBEL<\/strong> de Portugal, del 17% en ambos casos. En cambio, el menor aumento de precios fue el del mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, del 12%. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 13% del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania y de los Pa\u00edses Bajos y el 16% de los mercados franc\u00e9s y espa\u00f1ol.<\/p>\n

En la tercera semana de septiembre, el precio promedio semanal m\u00e1s elevado fue el del mercado N2EX, de 314,44 \u20ac\/MWh. Por otra parte, el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 96,05 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 142,36 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 164,25 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL de Portugal.<\/p>\n

El precio diario m\u00e1s elevado de la tercera semana de septiembre, de 496,56 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el mi\u00e9rcoles 15 de septiembre en el mercado brit\u00e1nico y fue el precio m\u00e1s alto de este mercado al menos desde enero de 2010. Ese d\u00eda, los precios de los mercados de Alemania y de los Pa\u00edses Bajos, de 168,21 \u20ac\/MWh y 168,28 \u20ac\/MWh respectivamente, fueron los m\u00e1s elevados de esos mercados desde julio de 2006 y al menos desde abril de 2011 en cada caso.<\/p>\n

El resto de los mercados analizados alcanzaron sus precios diarios m\u00e1ximos de la semana el jueves 16 de septiembre. En el mercado Nord Pool, el precio de 113,04 \u20ac\/MWh fue el m\u00e1s alto al menos desde enero de 2011. Los mercados belga y franc\u00e9s, con precios de 169,14 \u20ac\/MWh y 169,36 \u20ac\/MWh, registraron ese d\u00eda sus precios m\u00e1s elevados desde noviembre de 2018 y febrero de 2012 respectivamente. Mientras que el precio del mercado italiano, de 183,42 \u20ac\/MWh, fue el m\u00e1s alto al menos desde enero de 2005. En el mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal, el precio fue de 188,18 \u20ac\/MWh, el mayor de la historia hasta el momento.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el m\u00e1s elevado de la tercera semana de septiembre, de 2500,01 \u00a3\/MWh, se alcanz\u00f3 el mi\u00e9rcoles 15 de septiembre en el mercado N2EX a las 19:00 hora brit\u00e1nica. Este precio fue el m\u00e1s alto registrado en el mercado del Reino Unido al menos desde enero de 2010. Por otra parte, el jueves 16 de septiembre, en los mercados de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, Francia e Italia se alcanzaron los precios horarios m\u00e1s elevados desde febrero de 2021, septiembre de 2020 y agosto de 2012, respectivamente. En el caso de Italia, el precio de las 7 de la tarde lleg\u00f3 a los 212,00 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En el caso del mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal, ese d\u00eda hubo nueve horas con precios superiores a 190 \u20ac\/MWh. El precio m\u00e1s elevado, de 198,85 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 a las 9 de la noche. Este precio fue el mayor de su historia hasta el momento.<\/p>\n

Por lo que respecta a los mercados de Alemania, B\u00e9lgica y los Pa\u00edses Bajos, estos alcanzaron sus precios horarios m\u00e1s elevados, de 205,00 \u20ac\/MWh, 209,40 \u20ac\/MWh y 209,40 \u20ac\/MWh respectivamente, a las 7 de la tarde del lunes 20 de septiembre. Estos fueron los precios horarios m\u00e1s altos desde febrero de 2012 en Alemania y los Pa\u00edses Bajos y desde noviembre de 2018 en B\u00e9lgica.<\/p>\n

Durante la tercera semana de septiembre, los elevados precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> continuaron favoreciendo los incrementos de precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Tambi\u00e9n contribuyeron a esta tendencia el descenso generalizado de la producci\u00f3n solar y la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica en pa\u00edses como Francia, Espa\u00f1a y Portugal.<\/p>\n

AleaSoft - Paneles Solares<\/a><\/div>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la semana del 20 de septiembre los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos disminuir\u00e1n de manera generalizada respecto a los de la semana anterior, influenciados por el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la mayor\u00eda de los mercados y la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n solar en pa\u00edses como Alemania, Espa\u00f1a o Italia.<\/p>\n

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

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Al cierre de la tercera semana de septiembre los precios de los futuros de electricidad europeos<\/strong> para el pr\u00f3ximo trimestre continuaron aumentando en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Los mayores incrementos con respecto al precio de cierre del viernes de la semana anterior, 10 de septiembre, se registraron en los mercados EEX<\/strong> de UK y Espa\u00f1a, ICE<\/strong> de UK y OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal. Dichos incrementos estuvieron entre el 16% y el 18%. Las excepciones fueron los mercados ICE y NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos en los que los precios decrecieron un 1,0% respecto al viernes anterior. En el resto de los mercados la variaci\u00f3n estuvo entre el 11% y el 15%.<\/p>\n

Los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2022 tambi\u00e9n aumentaron de forma casi generalizada. En este caso los mayores incrementos estuvieron entre el 6,8% y el 7,6% y se registraron en los mercados EEX de UK y Espa\u00f1a, ICE de UK y OMIP de Espa\u00f1a y Portugal. Similarmente a lo ocurrido en la negociaci\u00f3n del producto para el pr\u00f3ximo trimestre, en el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos el precio de cierre se redujo un 3,5%, contrario a la tendencia del resto de los mercados analizados. En los mercados restantes el incremento estuvo en el rango entre el 1,0% y el 5,2%.<\/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 Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong>, durante la tercera semana de septiembre aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 75,67 $\/bbl el jueves 16 de septiembre. Este precio fue un 5,9% superior al del viernes anterior y el m\u00e1s alto desde finales de julio. El viernes 17 de septiembre el precio de cierre descendi\u00f3 ligeramente hasta los 75,34 $\/bbl, pero todav\u00eda fue un 3,3% mayor al del viernes anterior.<\/p>\n

En la tercera semana de septiembre la recuperaci\u00f3n de la demanda sigui\u00f3 favoreciendo el incremento de los precios de Brent. Sin embargo, la recuperaci\u00f3n de los niveles de producci\u00f3n de Estados Unidos tras el hurac\u00e1n Nicholas influenci\u00f3 a la baja los precios el viernes. En los pr\u00f3ximos d\u00edas, esta recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n en el Golfo de M\u00e9xico, junto con un d\u00f3lar m\u00e1s fuerte, podr\u00eda seguir ejerciendo su influencia sobre los precios y favorecer nuevos descensos.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, continuaron su tendencia al alza hasta el mi\u00e9rcoles 15 de septiembre. Ese d\u00eda alcanzaron un precio de cierre de 70,71 \u20ac\/MWh, un 28% mayor al del mi\u00e9rcoles anterior y el m\u00e1s alto desde al menos octubre de 2013. Sin embargo, el jueves 16 de septiembre registraron una ca\u00edda del 11% hasta los 63,25 \u20ac\/MWh. El viernes 17 de septiembre los precios recuperaron su tendencia creciente llegando a los 65,10 \u20ac\/MWh, un precio un 12% superior al del viernes anterior. Los niveles bajos de las reservas continuar\u00e1n favoreciendo la tendencia al alza de los precios del gas. Pero las noticias sobre el suministro esperado de gas procedente de Rusia podr\u00edan afectar a la evoluci\u00f3n de los precios.<\/p>\n

Por lo que respecta 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 2021, durante la tercera semana de septiembre, los precios de cierre fueron inferiores a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior. Despu\u00e9s de alcanzar el lunes 13 de septiembre un precio de cierre de 61,07 \u20ac\/t, el resto de la semana los precios se mantuvieron por debajo de los 60 \u20ac\/t. El precio de cierre m\u00ednimo de la semana, de 59,31 \u20ac\/t, se registr\u00f3 el jueves 16 de septiembre y fue un 5,5% menor al del jueves anterior.<\/p>\n

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

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa<\/h2>\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se considera que la situaci\u00f3n actual de tensi\u00f3n en los mercados de gas es estructural y que continuar\u00e1 al menos hasta el primer trimestre de 2022, un factor que se tiene en cuenta en las previsiones de medio plazo con estocasticidad<\/strong><\/a> de los mercados el\u00e9ctricos europeos.<\/p>\n

Las subidas de los precios del gas y las perspectivas y consecuencias en los precios de mercados el\u00e9ctricos ser\u00e1n algunos de los temas que se analizar\u00e1n en el webinar de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> del pr\u00f3ximo 7 de octubre<\/a>. En esta ocasi\u00f3n se volver\u00e1 a contar con los ponentes de la consultora Deloitte<\/strong> que participaron en el webinar realizado en octubre de 2020<\/a>, los cuales actualizar\u00e1n el estado de los temas abordados en aquella ocasi\u00f3n relacionados con la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> y la importancia de las previsiones en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong> y las auditor\u00edas<\/strong><\/a>.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\nServicios de previsiones de medio plazo y estocasticidad<\/a>