{"id":94195,"date":"2020-06-04T19:02:28","date_gmt":"2020-06-04T17:02:28","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=94195"},"modified":"2020-07-03T09:53:15","modified_gmt":"2020-07-03T07:53:15","slug":"suben-precios-mercados-electricos-europeos-mibel-supera-30-euros-mwh-menos-eolica-solar","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/suben-precios-mercados-electricos-europeos-mibel-supera-30-euros-mwh-menos-eolica-solar\/","title":{"rendered":"Suben los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos y MIBEL supera los 30 \u20ac\/MWh por menos e\u00f3lica y solar"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 4 de junio de 2020. En los primeros d\u00edas de junio los precios de los mercados el\u00e9ctricos subieron respecto a los de la semana anterior por el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar. En el mercado MIBEL se alcanzaron valores por encima de 30 \u20ac\/MWh. Se espera que el fin de semana suba la producci\u00f3n e\u00f3lica haciendo bajar los precios. Los precios del gas TTF, aunque contin\u00faan bajos, se han recuperado en los primeros d\u00edas de este mes, y los del petr\u00f3leo Brent y el CO2<\/sub> contin\u00faan la tendencia ascendente que comenzaron en mayo.<\/strong><\/p>\n

Balance del mes de mayo en el mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol<\/h2>\n

En el mes de mayo la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> de Espa\u00f1a peninsular disminuy\u00f3 un 12% respecto a mayo de 2019. Seg\u00fan datos de REE, una vez corregidos los efectos de temperatura y laboralidad, la variaci\u00f3n fue de un \u201113%. Sin embargo, debido a las medidas que se comenzaron a adoptar desde inicios de mayo en la desescalada del confinamiento de la poblaci\u00f3n por la pandemia de coronavirus SARS\u2011CoV\u20112<\/strong>, la demanda se increment\u00f3 un 4,7% respecto a la de abril de este a\u00f1o. En la Web de AleaSoft<\/strong> se puede realizar el seguimiento de la demanda de las \u00faltimas tres semanas en el observatorio<\/a> de mercados de energ\u00eda.<\/p>\n

AleaSoft - Observatorio demanda electrica MIBEL Espanna<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE<\/span><\/div>\n

La producci\u00f3n solar <\/strong>de Espa\u00f1a peninsular, que incluye la fotovoltaica y la termosolar, aument\u00f3 un 64% en el mes de mayo respecto al mes de abril de este a\u00f1o. Con respecto a la producci\u00f3n registrada el mes de mayo de 2019, aument\u00f3 un 36%.
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AleaSoft - solar panel array<\/a><\/div>
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\nLa producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> registr\u00f3 un aumento del 3,7% el mes pasado en comparaci\u00f3n con el mes de abril. Por el contrario, en la comparativa interanual, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda disminuy\u00f3 un 15% el mes pasado.<\/p>\n

Por otra parte la producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 un 46% si se compara con la del mismo mes del a\u00f1o pasado, aunque disminuy\u00f3 un 4,7% respecto a abril de este a\u00f1o.<\/p>\n

La producci\u00f3n con carb\u00f3n <\/strong>contin\u00faa descendiendo y el pasado mes de mayo fue un 15% m\u00e1s baja que el mes anterior, mientras que con respecto al mismo mes en 2019 disminuy\u00f3 un 22%. Asimismo los ciclos combinados<\/strong> redujeron su producci\u00f3n un 49% con respecto a mayo de 2019, sin embargo aumentaron un 11% respecto al mes de abril.<\/p>\n

La producci\u00f3n nuclear<\/strong> tambi\u00e9n cay\u00f3 durante el mes pasado, producto de la desconexi\u00f3n de la red el\u00e9ctrica de la Central Nuclear de Trillo<\/a> para iniciar los trabajos correspondientes a su recarga n\u00famero 32 el pasado 18 de mayo. De esta forma la central de Trillo se mantendr\u00e1 parada durante 35 d\u00edas y se uni\u00f3 a las paradas de la unidad 1 de la Central Nuclear de Almaraz el 14 de abril<\/a> y de la unidad 1 de la Central Nuclear Asc\u00f3 el 28 de abril<\/a>. Esta \u00faltima se ha vuelto a poner en marcha durante esta primera semana de junio.<\/p>\n

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

En mayo las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> subieron un 25% en t\u00e9rminos interanuales. Comparado con lo acumulado en abril de 2020, subieron cerca de un 1%.<\/p>\n

En cuanto al mercado el\u00e9ctrico MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, el precio promedio aument\u00f3 durante el pasado mes de mayo un 20% en comparaci\u00f3n con el promedio del mes de abril. Esta fue la segunda mayor subida de precios en Europa, tras la registrada en el mercado Nord Pool. Por otra parte, los precios fueron un 56% inferiores a los del mismo mes del a\u00f1o anterior.<\/p>\n

En el caso de Espa\u00f1a, el precio promedio mensual del mes de mayo fue de 21,25 \u20ac\/MWh. Mientras que, en Portugal, el promedio fue ligeramente superior, de 21,36 \u20ac\/MWh. Estos precios permitieron que en mayo el mercado portugu\u00e9s y el espa\u00f1ol ocuparan el tercer y el cuarto lugar, respectivamente, entre los mercados el\u00e9ctricos europeos con los precios promedio m\u00e1s elevados, despu\u00e9s del mercado brit\u00e1nico y el italiano.<\/p>\n

AleaSoft - observatorio precio mercado electrico mibel espana<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE<\/span><\/div>\n

En cuanto a los futuros de electricidad ib\u00e9ricos<\/strong>, el comportamiento en general de los precios del siguiente trimestre en el mercado EEX<\/strong> de Espa\u00f1a y en el mercado OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal ha sido de ligera bajada durante el mes de mayo. En los tres casos, la diferencia entre el precio de cierre de la primera y \u00faltima sesi\u00f3n de mercado del mes fue de aproximadamente 1,0 \u20ac\/MWh de bajada. Sin embargo, durante el mes se registraron fluctuaciones en los precios. La primera negociaci\u00f3n de futuros de electricidad del pasado mes se realiz\u00f3 el 4 de mayo y los precios negociados fueron 32,64 \u20ac\/MWh y 32,60 \u20ac\/MWh para Espa\u00f1a en los mercados EEX y OMIP respectivamente, a la vez que para Portugal en el mercado OMIP el precio fue de 32,61 \u20ac\/MWh. El precio m\u00e1ximo se alcanz\u00f3 el 11 de mayo, y fue de de 32,67 \u20ac\/MWh, 32,68 \u20ac\/MWh y 32,69 \u20ac\/MWh en los mercados EEX de Espa\u00f1a y OMIP de Espa\u00f1a y Portugal respectivamente. Por otra parte, el valor m\u00ednimo del mes se alcanz\u00f3 el 22 de mayo, cuando el mercado EEX de Espa\u00f1a registr\u00f3 un precio de 30,50 \u20ac\/MWh y el mercado OMIP de Espa\u00f1a y Portugal registr\u00f3 30,25 \u20ac\/MWh y 30,26 \u20ac\/MWh respectivamente.<\/p>\n

En cuanto al producto del a\u00f1o 2021, el comportamiento fue muy similar, en general una ligera bajada de aproximadamente 1,0 \u20ac\/MWh entre la primera y \u00faltima sesi\u00f3n de mercado. En este caso el precio de cierre de la primera sesi\u00f3n del mes se encontraba en 41,10 \u20ac\/MWh en los mercados EEX y OMIP de Espa\u00f1a y 41,13 \u20ac\/MWh en el mercado OMIP de Portugal. El precio m\u00e1ximo en el mercado OMIP de Espa\u00f1a y Portugal se alcanz\u00f3 el 5 de mayo, con cifras de 41,33 \u20ac\/MWh y 41,36 \u20ac\/MWh. Mientras tanto, en el mercado EEX de Espa\u00f1a el precio m\u00e1ximo de 41,33 \u20ac\/MWh se alcanz\u00f3, al igual que en el producto trimestral, el 11 de mayo. El m\u00ednimo del mes coincidi\u00f3 en todos, el 22 de mayo, con precios de 39,93 \u20ac\/MWh, 40,03 \u20ac\/MWh y 40,06 \u20ac\/MWh en los mercados EEX de Espa\u00f1a y OMIP de Espa\u00f1a y Portugal.<\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar <\/strong>aument\u00f3 durante los tres primeros d\u00edas de esta primera semana de junio en comparaci\u00f3n con la media de la semana pasada en el mercado alem\u00e1n y el mercado italiano en un 17% y un 10% respectivamente. Por el contrario, en el mercado franc\u00e9s disminuy\u00f3 un 18%, mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica disminuy\u00f3 un 14%.<\/p>\n

Comparando los pasados tres primeros d\u00edas del mes de junio con los tres primeros d\u00edas de junio de 2019 la producci\u00f3n solar fue un 14% superior en el mercado italiano mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y Alemania aument\u00f3 un 13%. En el mercado franc\u00e9s la producci\u00f3n fue similar durante esos d\u00edas, con un ligero incremento del 0,3%.<\/p>\n

Para esta semana el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n solar disminuir\u00e1 en Alemania, Espa\u00f1a e Italia en comparaci\u00f3n con la semana pasada.<\/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> durante los tres primeros d\u00edas de esta semana fue inferior al promedio de la semana pasada en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>. Las mayores variaciones fueron en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y Francia, de un \u201152% y un \u201141% respectivamente. En el mercado italiano disminuy\u00f3 la producci\u00f3n un 19%, mientras que en el mercado alem\u00e1n disminuy\u00f3 un 17%.<\/p>\n

En la comparaci\u00f3n de los tres primeros d\u00edas de este mes con el mismo per\u00edodo de junio de 2019, se registr\u00f3 un aumento en la producci\u00f3n del 33% en el mercado franc\u00e9s, mientras que por el contrario, en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica disminuy\u00f3 un 30%. En el caso del mercado italiano y el mercado alem\u00e1n la variaci\u00f3n fue de un 1,7% y un \u20110,8% respectivamente.<\/p>\n

No obstante, el an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n e\u00f3lica se recuperar\u00e1 en los d\u00edas restantes de la semana y que el total de la semana terminar\u00e1 siendo superior al de la semana pasada en Italia, Alemania y Portugal.<\/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 de Europa<\/h2>\n

Durante los primeros tres d\u00edas de esta semana la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> disminuy\u00f3 en la gran mayor\u00eda de los mercados europeos analizados respecto al mismo per\u00edodo de la semana pasada. En los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Pa\u00edses Bajos y Francia los descensos estuvieron entre el 6,9% y el 2,7%, relacionados con el efecto del festivo nacional del Lunes de Pentecost\u00e9s que se celebr\u00f3 el 1 de junio. El mercado italiano fue el de mayor variaci\u00f3n, de un \u201111%, debido al efecto del festivo nacional del martes 2 de junio, d\u00eda de la Rep\u00fablica de Italia. En el mercado portugu\u00e9s la demanda para los tres primeros d\u00edas de esta semana se comport\u00f3 de forma similar a los mismos d\u00edas de la semana del 25 de mayo, con un ligero descenso de un 0,1%.<\/p>\n

Por otra parte, en los mercados de Espa\u00f1a y Gran Breta\u00f1a la demanda el\u00e9ctrica en lo que va de semana tuvo una incremento del 1,1% y 6,5% respectivamente. En el caso del mercado espa\u00f1ol, este aumento de la demanda se debe a que el 70% del territorio espa\u00f1ol, desde este lunes 1 de junio, se encuentra en la fase 2 de desescalada del confinamiento por la COVID\u201119. En el caso del Reino Unido, la recuperaci\u00f3n de la demanda de esta semana se debi\u00f3 al efecto del festivo del lunes anterior, 25 de mayo, y a que desde el lunes 1 de junio se han suavizado algunas medidas del confinamiento en este territorio, como la reapertura de escuelas y de algunos comercios.<\/p>\n

En los observatorios de demanda el\u00e9ctrica de AleaSoft<\/a> se puede comparar el comportamiento de la demanda durante la semana actual y las anteriores.<\/p>\n

Las previsiones de demanda de AleaSoft<\/a> para el resto de la semana muestran una recuperaci\u00f3n en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos, que depender\u00e1 de las medidas de desescalada en cada territorio.<\/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

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

Los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 1 de junio, los precios aumentaron en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos respecto a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior. Las excepciones fueron los mercados Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a, con descensos del 30% y el 1,0% respectivamente. Por otro lado, la mayor subida de precios, del 25%, se produjo en el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal. Mientras que el menor incremento fue el del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania, del 0,5%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 4,2% del mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos y el 10% del mercado EPEX SPOT de Francia.<\/p>\n

El mercado con el precio promedio m\u00e1s bajo en lo que va de semana, de 3,79 \u20ac\/MWh, volvi\u00f3 a ser el mercado Nord Pool. Mientras que el mercado con el promedio m\u00e1s elevado, de 31,52 \u20ac\/MWh, fue el mercado MIBEL de Portugal, seguido por el mercado MIBEL de Espa\u00f1a, con un precio de 31,47 \u20ac\/MWh. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 19,24 \u20ac\/MWh de Francia y los 28,59 \u20ac\/MWh de Gran Breta\u00f1a.<\/p>\n

Pero, pese a los aumentos de los primeros d\u00edas de esta semana, el lunes 1 de junio se alcanzaron precios horarios negativos en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Francia y Suiza influenciados por el descenso en la demanda del festivo del lunes de Pentecost\u00e9s. El menor precio horario, de \u201148,17 \u20ac\/MWh, fue el de la hora 15 del mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

AleaSoft - observatorio precio mercado electrico epex spot alemania<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de <\/span><\/div>\n

Por otra parte, el descenso generalizado de la producci\u00f3n e\u00f3lica y la disminuci\u00f3n de la producci\u00f3n solar en pa\u00edses como Espa\u00f1a, Francia, Italia o Portugal favoreci\u00f3 los aumentos de precios de los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 1 de junio de la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados. La recuperaci\u00f3n de los precios del CO2<\/sub> es otro factor que ha propiciado el aumento de los precios de los mercados el\u00e9ctricos.<\/p>\n

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

En el resto de d\u00edas de esta semana, las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que los precios descender\u00e1n en la mayor\u00eda de los mercados, influenciados por el descenso de la demanda del fin de semana y el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica. En el caso del mercado Nord Pool, adem\u00e1s, se esperan niveles elevados de producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica debido a las abundantes precipitaciones y al deshielo. Pero la semana pr\u00f3xima, del 8 de junio, se espera que empiece con aumentos de precios en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos, con las excepciones de los mercados MIBEL y N2EX.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Los precios de los futuros de electricidad del pr\u00f3ximo trimestre registraron subidas en lo que va de semana respecto al cierre de la semana pasada, el viernes 29 de mayo. La mayor subida la registr\u00f3 el mercado ICE de B\u00e9lgica, con un 12% de diferencia. El mercado EEX de Espa\u00f1a e Italia registr\u00f3 bajadas del 1,6% en ambos pa\u00edses, siendo as\u00ed los pa\u00edses que menos variaron su precio en este per\u00edodo. En t\u00e9rminos absolutos el mercado NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos es el que registr\u00f3 la menor subida, de 0,30 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En el caso de los futuros de electricidad para el a\u00f1o calendario 2021 el comportamiento fue similar. Las subidas en este caso fueron menos pronunciadas. El mercado EEX de Alemania fue el de mayor aumento. Gran Breta\u00f1a fue el pa\u00eds de menor incremento de los precios de este producto, tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE, con un 0,4% en ambos.<\/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 agosto de 2020 en el mercado ICE<\/strong> empezaron la semana del lunes 1 de junio con la tendencia ascendente iniciada a finales de la semana anterior. El mi\u00e9rcoles 3 de junio se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 39,79 $\/bbl, un 12% superior al del mi\u00e9rcoles anterior y el m\u00e1s elevado desde principios de marzo.<\/p>\n

El incremento en la demanda asociado a la relajaci\u00f3n de las medidas de confinamiento en algunos pa\u00edses est\u00e1 favoreciendo esta tendencia. Por otra parte, la OPEP+ ha de reunirse los d\u00edas 9 y 10 de junio para decidir sobre la continuidad de los recortes en su producci\u00f3n, los cuales tambi\u00e9n est\u00e1n contribuyendo a la recuperaci\u00f3n de los precios. En el caso de Arabia Saud\u00ed, ya anunci\u00f3 que mantendr\u00e1 los actuales niveles de recortes en la producci\u00f3n independientemente de si se alcanza un acuerdo. Sin embargo, la incertidumbre existente sobre el resultado de la reuni\u00f3n puede ejercer su influencia sobre los precios de los futuros del petr\u00f3leo Brent en los pr\u00f3ximos d\u00edas.<\/p>\n

Los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de julio de 2020 iniciaron la semana del 1 de junio con una tendencia ascendente. Como consecuencia, el precio de cierre de ayer, mi\u00e9rcoles 3 de junio, fue de 5,33 \u20ac\/MWh, un 26% superior al del mismo d\u00eda de la semana anterior y el m\u00e1s elevado desde el 15 de mayo.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, despu\u00e9s de descender los \u00faltimos d\u00edas de mayo, a partir del lunes 1 de junio, los precios tambi\u00e9n volvieron a aumentar. Hoy, jueves 4 de junio, el precio \u00edndice fue de 4,81 \u20ac\/MWh, un 34% superior al del mismo d\u00eda de la semana anterior y el m\u00e1s elevado de las \u00faltimas dos semanas.<\/p>\n

El aumento progresivo de la demanda por la desescalada del confinamiento y la cancelaci\u00f3n de algunas importaciones desde Estados Unidos para junio y julio favorecen este comportamiento de los precios del gas. Sin embargo, los niveles de las reservas, que son muy elevados, y el incremento de la llegada de gas desde Rusia pueden limitar esta recuperaci\u00f3n de los precios.<\/p>\n

Por otra parte, los precios de los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de julio de 2020, los primeros d\u00edas de esta semana del 1 de junio fueron superiores a los de la semana anterior. El precio de cierre m\u00e1ximo en lo que va de semana, de 47,85 $\/t, se alcanz\u00f3 los d\u00edas 2 y 3 de junio. Este precio fue un 10% superior al de los mismos d\u00edas de la semana anterior y el m\u00e1s elevado desde la primera mitad de abril.<\/p>\n

En cuanto 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 1 de junio alcanzaron un precio de cierre de 20,98 \u20ac\/t, un 2,8% inferior al del mismo d\u00eda de la semana anterior. Pero el martes y el mi\u00e9rcoles los precios se recuperaron. El mi\u00e9rcoles 3 de junio el precio de cierre fue de 22,08 \u20ac\/t, un 3,5% superior al del mi\u00e9rcoles anterior. Este precio es el m\u00e1s alto desde los registrados en la primera quincena de marzo.<\/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 sobre las afectaciones de los mercados el\u00e9ctricos por la crisis del coronavirus<\/h2>\n

Una de las iniciativas llevadas a cabo en AleaSoft<\/strong> para analizar el comportamiento de los mercados de energ\u00eda durante la crisis del coronavirus y la posterior crisis econ\u00f3mica es el observatorio<\/a> habilitado en su web. En dicha herramienta se puede ver la evoluci\u00f3n de los principales mercados el\u00e9ctricos, de combustibles y de CO2<\/sub><\/a> a trav\u00e9s de gr\u00e1ficos comparativos de las \u00faltimas semanas.<\/p>\n

Desde el comienzo de la pandemia de la COVID\u201119<\/strong>, en AleaSoft<\/strong> se han realizado una serie de webinars<\/a> para analizar c\u00f3mo se han visto afectados los mercados de energ\u00eda ante esta situaci\u00f3n. Tambi\u00e9n se ha hablado sobre la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables en esta etapa, en la que no ha disminuido el apetito inversor<\/a>. El pr\u00f3ximo 25 de junio se actualizar\u00e1 la evoluci\u00f3n de ambos temas en el webinar \u201cInfluencia del coronavirus en la demanda de energ\u00eda y los mercados el\u00e9ctricos en Europa (III)<\/a>\u201d, que tendr\u00e1 como ponentes a Pablo Ot\u00edn, CEO & co-founder en Powertis<\/strong>, Miguel \u00c1ngel Amores, Gerente de Energ\u00edas Renovables en Triodos Bank<\/strong> y Oriol Salt\u00f2 i Bauz\u00e0, Director de An\u00e1lisis y Modelizaci\u00f3n de Datos de AleaSoft<\/strong>. Durante la segunda hora del webinar se realizar\u00e1 una mesa de an\u00e1lisis en la que participar\u00e1 Antonio Delgado Rigal, Director General y fundador de AleaSoft, <\/strong>adem\u00e1s de los ponentes.<\/p>\n

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

AleaSoft, 4 de junio de 2020. En los primeros d\u00edas de junio los precios de los mercados el\u00e9ctricos subieron respecto a los de la semana anterior por el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar. En el mercado MIBEL se alcanzaron valores por encima de 30 \u20ac\/MWh. 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