{"id":96178,"date":"2020-07-01T14:58:56","date_gmt":"2020-07-01T12:58:56","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=96178"},"modified":"2020-07-01T14:58:59","modified_gmt":"2020-07-01T12:58:59","slug":"balance-primera-mitad-2020-crisis-coronavirus-hunde-demanda-precios-mercados-electricos-europeos-niveles-historicos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/balance-primera-mitad-2020-crisis-coronavirus-hunde-demanda-precios-mercados-electricos-europeos-niveles-historicos\/","title":{"rendered":"Balance de la primera mitad de 2020: la crisis del coronavirus hunde la demanda y los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos a niveles hist\u00f3ricos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 1 de julio de 2020. El balance del primer semestre en los mercados el\u00e9ctricos europeos muestra ca\u00eddas de los precios y de la demanda por las medidas tomadas para controlar la pandemia de la COVID\u201119. El precio promedio semestral es el m\u00e1s bajo de la historia desde el 2011 y en la mayor\u00eda de los mercados se situ\u00f3 por debajo de 30 \u20ac\/MWh Los mercados de petr\u00f3leo Brent, gas y CO2<\/sub> tambi\u00e9n se vieron afectados y registraron ca\u00eddas. Por otro lado, la producci\u00f3n solar aument\u00f3 en todos los mercados en este per\u00edodo.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar <\/strong>durante el primer semestre de 2020 aument\u00f3 en todos de los mercados europeos analizados en AleaSoft <\/strong>en comparaci\u00f3n con el segundo semestre de 2019. El mayor incremento fue de un 34% y se registr\u00f3 en el mercado espa\u00f1ol. En el mercado alem\u00e1n el incremento fue de un 30% y se registr\u00f3 un r\u00e9cord hist\u00f3rico en la producci\u00f3n del primer d\u00eda de junio. En el italiano al cierre del semestre la producci\u00f3n se increment\u00f3 un 22%. Las menores variaciones en la producci\u00f3n solar durante el semestre analizado en comparaci\u00f3n con el semestre anterior se registraron en Francia y Portugal y fueron de un 15% y un 14% respectivamente.<\/p>\n

En la comparaci\u00f3n de la producci\u00f3n solar entre el primer semestre de 2020 y el primer semestre de 2019 tambi\u00e9n se destaca el incremento de la producci\u00f3n solar en Espa\u00f1a, que en este caso fue de un 27%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> tambi\u00e9n se increment\u00f3 la producci\u00f3n solar de forma interanual entre un 7,3% y un 15%.<\/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

En cuanto a la producci\u00f3n e\u00f3lica <\/strong>durante el primer semestre de este a\u00f1o aument\u00f3 en comparaci\u00f3n con el mismo semestre de 2019 en el mercado franc\u00e9s y en el alem\u00e1n. En el caso del mercado franc\u00e9s el incremento fue de 31% mientras que en el alem\u00e1n fue de un 12%. Por el contrario se registr\u00f3 una reducci\u00f3n de la producci\u00f3n en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica del 6,8% y en el mercado italiano del 3,1%.<\/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> del primer semestre del a\u00f1o 2020 rompi\u00f3 el suelo de los \u00faltimos 15 a\u00f1os en todos los mercados europeos, con la excepci\u00f3n de Alemania, donde estos valores tan bajos se remontan a 2014. La demanda tan baja durante este per\u00edodo, provoc\u00f3 que en una gran parte de Europa se rebajaran los m\u00ednimos horarios, diarios y en algunos casos mensuales, hasta niveles no vistos desde hace m\u00e1s de 10 a\u00f1os. Todos los mercados se vieron afectados por las medidas de confinamiento para frenar la propagaci\u00f3n de la COVID\u201119, y esto se reflej\u00f3 en la demanda mensual que no super\u00f3 en ning\u00fan mes a la de 2019. Los primeros indicios de esta influencia en la demanda se vieron en Italia<\/a>, que fue el primer pa\u00eds de Europa en aplicar el confinamiento desde el 7 de marzo. Esta disminuci\u00f3n progresiva de la demanda fue contrarrestada en parte con la llegada del verano en los d\u00edas finales de junio<\/a> y por la relajaci\u00f3n de las medidas que se tomaron para frenar la pandemia, finaliz\u00e1ndose el confinamiento el 15 de junio en gran parte de Europa, lo que permiti\u00f3 la recuperaci\u00f3n de la demanda en algunos mercados<\/a>.<\/p>\n

Las ca\u00eddas de la demanda m\u00e1s importantes en estos primeros seis meses fueron las de los mercados de Gran Breta\u00f1a, Italia, Francia y Espa\u00f1a, que registraron descensos del 9,7%, 8,9%, 8,3% y 8,3% en t\u00e9rminos interanuales respectivamente.. Por otra parte, las ca\u00eddas en Alemania, B\u00e9lgica y Portugal fueron del 4,0%, 6,1% y 3,9% respectivamente.<\/p>\n

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

Los observatorios de mercados de energ\u00eda de AleaSoft<\/strong><\/a> surgieron precisamente en este primer semestre de 2020 para mostrar las tendencias en la demanda el\u00e9ctrica y otras variables de inter\u00e9s de los mercados el\u00e9ctricos durante este per\u00edodo de crisis del coronavirus.<\/p>\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 del primer semestre de 2020 baj\u00f3 un 8,3% de forma interanual. Durante el primer trimestre del a\u00f1o la curva de demanda fue muy similar a la de 2019. Fue a partir de la semana del 16 de marzo cuando se empezaron a notar grandes diferencias, como consecuencia de la declaraci\u00f3n del Estado de Alarma el 14 de marzo. En los meses de marzo y abril la demanda recibi\u00f3 el mayor impacto por las medidas de confinamiento, alcanzando el mes de abril el valor m\u00e1s bajo de demanda desde 2001, hace casi 20 a\u00f1os. El Estado de Alarma en Espa\u00f1a estuvo vigente hasta el 21 de junio. En la primera semana de \u201cnueva normalidad\u201d la demanda subi\u00f3 un 6,4% respecto a la semana del 15 de junio, a lo que tambi\u00e9n contribuy\u00f3 el aumento de las temperaturas.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electrica semanal Espanna<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/div>\n

En el primer semestre del a\u00f1o las renovables cubrieron un 47% de la generaci\u00f3n del mix el\u00e9ctrico, lo que representa una recuperaci\u00f3n respecto al semestre anterior cuando hab\u00edan cubierto el 38%. Adem\u00e1s, supera al porcentaje que represent\u00f3 en el mix en cada uno de los \u00faltimos cuatro semestres.<\/p>\n

Al cierre del primer semestre de 2020, la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong> de Espa\u00f1a peninsular aument\u00f3 un 57% con respecto al semestre anterior y un 61% en el an\u00e1lisis interanual. Por el contrario la producci\u00f3n solar t\u00e9rmica<\/strong> disminuy\u00f3 un 11% con respecto al semestre anterior y un 26% con respecto al primer semestre del a\u00f1o pasado. Entre enero y mayo de 2020 se instalaron 611 MW de solar fotovoltaica, lo que representa un incremento del 7,1% respeto a lo instalado a finales del a\u00f1o 2019. A lo largo del semestre la producci\u00f3n solar fotovoltaica fue aumentando gradualmente y se alcanz\u00f3 un r\u00e9cord hist\u00f3rico el 21 de junio pasado de 102 GW. Tambi\u00e9n es destacable que por primera vez en la historia en este semestre la producci\u00f3n solar en Espa\u00f1a, que incluye la fotovoltaica y la termosolar, super\u00f3 a la producci\u00f3n nuclear<\/a>, el d\u00eda 20 de febrero a las 13:30.<\/p>\n

Durante el primer semestre de 2020 la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> de Espa\u00f1a peninsular disminuy\u00f3 un 7,3% en comparaci\u00f3n con el mismo semestre de 2019.
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AleaSoft - parque eolico<\/a><\/div>
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La producci\u00f3n con carb\u00f3n <\/strong>registr\u00f3 un importante descenso del 60% si se comparan los datos del primer semestre de 2020 y de 2019. A finales de junio se cerraron ocho centrales t\u00e9rmicas de carb\u00f3n que suman un total de 5,5 GW<\/a>. Asimismo se redujo la producci\u00f3n con ciclos combinados<\/strong> un 27% con respecto al primer semestre de 2019.<\/p>\n

La producci\u00f3n nuclear<\/strong> durante el reci\u00e9n concluido semestre disminuy\u00f3 un 8,1% respecto al primer semestre de 2019. Durante este per\u00edodo se produjo la desconexi\u00f3n de la red el\u00e9ctrica de la Central Nuclear de Trillo el 18 de mayo<\/a>, 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>. Las tres centrales se encuentran ya en funcionamiento. La unidad 1 de la Central Nuclear Asc\u00f3 se conect\u00f3 a la red el\u00e9ctrica en la primera semana de junio mientras que las centrales de Trillo y Almaraz I se incorporaron el 20 y el 21 de junio respectivamente. Otro evento significativo durante el pasado semestre fue el respaldo del Pleno del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), el mi\u00e9rcoles 23 de junio, a la extensi\u00f3n de la licencia de explotaci\u00f3n de la central de Vandell\u00f3s II hasta 2030. El permiso de operaci\u00f3n actual de esta central, la cual cuenta con 1 GW de capacidad, fue otorgado en el verano de 2010 y expira el pr\u00f3ximo 26 de julio.<\/p>\n

Por otra parte la producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 un 43% si se compara con la del mismo semestre de 2019.<\/p>\n

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

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> son actualmente de 15 364 GWh, lo que representa el 67% de la capacidad total y el 128% de la disponible a finales del primer semestre de 2019.<\/p>\n

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

Los mercados el\u00e9ctricos europeos presentaron una tendencia descendente la mayor parte del primer semestre del a\u00f1o 2020. En la mayor\u00eda de los mercados analizados, el mes con el promedio m\u00e1s bajo fue abril, inici\u00e1ndose una recuperaci\u00f3n de los precios en mayo. Pero, en el caso de los mercados IPEX<\/strong> de Italia, N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a y EPEX SPOT<\/strong> de los Pa\u00edses Bajos no iniciaron la recuperaci\u00f3n hasta junio. Por otra parte, el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, despu\u00e9s de iniciar su recuperaci\u00f3n en mayo, volvi\u00f3 a descender en junio, gracias a la elevada producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica debida al deshielo.<\/p>\n

En la primera mitad de 2020, el mercado en el que el precio promedio semestral descendi\u00f3 m\u00e1s, tanto respecto al semestre anterior como respecto al primer semestre de 2019, fue el mercado Nord Pool de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con bajadas del 71% y del 74% respectivamente. Mientras que el mercado con el menor descenso de precios respecto al semestre anterior, del 27%, fue el brit\u00e1nico. En comparaci\u00f3n con el primer semestre de 2019, la menor bajada de precios, del 39%, correspondi\u00f3 tanto al mercado brit\u00e1nico como al alem\u00e1n.<\/p>\n

Como consecuencia de estos descensos, el precio promedio semestral fue el m\u00e1s bajo de todos los semestres desde el 2011 en todos los mercados europeos analizados y fue inferior a los 30 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda, con la excepci\u00f3n de los mercados IPEX y N2EX que alcanzaron los 32,21 \u20ac\/MWh y 32,70 \u20ac\/MWh respectivamente. En cambio, el mercado Nord Pool tuvo el promedio semestral m\u00e1s bajo, de 10,52 \u20ac\/MWh, seguido por los mercados EPEX SPOT de Alemania y Francia, con 23,42 \u20ac\/MWh y 23,71 \u20ac\/MWh respectivamente.<\/p>\n

En el primer semestre de 2020, la evoluci\u00f3n de los precios estuvo muy influenciada por el desarrollo de la pandemia de la COVID\u201119 y las medidas de confinamiento adoptadas en los diferentes pa\u00edses para combatir la propagaci\u00f3n de la enfermedad. Estas medidas provocaron un descenso generalizado de la demanda, as\u00ed como de los precios del gas, del carb\u00f3n y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>, lo cual favoreci\u00f3 los descensos de precios en los diferentes mercados el\u00e9ctricos.<\/p>\n

Pero, en mayo, pese a que los precios del gas y del carb\u00f3n descendieron en comparaci\u00f3n con los de abril un 31% y un 5,4%, respectivamente, el descenso de la producci\u00f3n renovable en Alemania y de la producci\u00f3n nuclear en pa\u00edses como Alemania, Francia o Espa\u00f1a favoreci\u00f3 el inici\u00f3 de la recuperaci\u00f3n de los precios en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Otro factor que favoreci\u00f3 este comportamiento fue la recuperaci\u00f3n de los precios del CO2<\/sub>. Adem\u00e1s, el aumento de la demanda el\u00e9ctrica en algunos pa\u00edses debido al inicio de la desescalada de las medidas de confinamiento tambi\u00e9n contribuy\u00f3 al incremento de los precios. Este proceso de desconfinamiento continu\u00f3 en junio y junto con el aumento de las temperaturas permitieron que la tendencia al alza de los precios de la mayor\u00eda de los mercados se mantuviera.<\/p>\n

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

Por otra parte, durante el primer semestre de 2020, se alcanzaron precios horarios y diarios negativos en diversas ocasiones en algunos mercados el\u00e9ctricos europeos.<\/p>\n

Entre los precios horarios negativos del semestre, destaca por su valor el alcanzado en el mercado belga en la hora 15 del lunes 13 de abril, de \u2011115,31 \u20ac\/MWh. Este precio es el menor desde junio de 2019 en ese mercado. Tambi\u00e9n destaca el precio del domingo 5 de abril, en la hora 16, de Gran Breta\u00f1a, de \u201121,56 \u20ac\/MWh, el cual es el m\u00e1s bajo de los \u00faltimos diez a\u00f1os en el mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

Por otra parte, entre los precios diarios negativos, destaca el precio del s\u00e1bado 23 de mayo en el mercado brit\u00e1nico, de \u201111,31 \u20ac\/MWh, por ser la primera vez en alcanzarse un precio diario negativo en este mercado desde el 1 de enero de 2010. En el caso de los mercados de Francia y los Pa\u00edses Bajos, el d\u00eda 13 de abril, se alcanzaron los menores precios diarios de los \u00faltimos seis y nueve a\u00f1os, respectivamente.<\/p>\n

Mercado Ib\u00e9rico<\/h2>\n

Los precios promedio del primer semestre de 2020 en el mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a, de 29,06 \u20ac\/MWh y 29,00 \u20ac\/MWh respectivamente, fueron el tercero y cuarto m\u00e1s elevados de los mercados europeos despu\u00e9s de los correspondientes a los mercados N2EX e IPEX. Pese ello, en el mercado MIBEL hubo un fuerte descenso de precios en este semestre, al igual que en el resto de mercados europeos, influenciado principalmente por el impacto de las medidas de confinamiento para combatir la propagaci\u00f3n de la pandemia de COVID\u201119.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el semestre anterior, en el primer semestre de 2020, el precio promedio descendi\u00f3 un 34% para Espa\u00f1a y un 33% para Portugal. Mientras que, respecto al primer semestre de 2019, el descenso fue del 44% en ambos casos.<\/p>\n

En el mes de abril, se alcanz\u00f3 el precio mensual m\u00ednimo del semestre, de 17,77 \u20ac\/MWh en Portugal y de 17,65 \u20ac\/MWh en Espa\u00f1a. Sin embargo, el precio promedio mensual del mercado MIBEL empez\u00f3 a recuperarse en mayo, aumentando un 20%. En junio, el incremento fue de un 43% en el mercado portugu\u00e9s y de un 44% en el espa\u00f1ol. Esto permiti\u00f3, que el precio de junio fuera superior a 30 \u20ac\/MWh en ambos pa\u00edses, concretamente de 30,62 \u20ac\/MWh en Espa\u00f1a y de 30,64 \u20ac\/MWh en Portugal.<\/p>\n

El inicio del proceso de desconfinamiento, que provoc\u00f3 un aumento de la demanda, la recuperaci\u00f3n de los precios del CO2<\/sub> y el descenso de la producci\u00f3n nuclear, favorecieron el inicio de la recuperaci\u00f3n de los precios en el mercado MIBEL a partir del mes de mayo.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante el reci\u00e9n concluido primer semestre de 2020, los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo a\u00f1o 2021 tuvieron un comportamiento en t\u00e9rminos generales a la baja, en gran medida propiciado por la ca\u00edda de los precios del gas. A inicios de marzo se observ\u00f3 una ca\u00edda abrupta que responde a la crisis sanitaria de la pandemia de la COVID\u201119, relaci\u00f3n que se estableci\u00f3 a trav\u00e9s de la ca\u00edda de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>. El cambio de tendencia que presentaron los precios al final del per\u00edodo responde fundamentalmente a la parada de la ca\u00edda de los precios del gas, a los indicios de recuperaci\u00f3n de los mercados spot de electricidad y a la flexibilizaci\u00f3n de las medidas impuestas para frenar la expansi\u00f3n del coronavirus.<\/p>\n

Los futuros de electricidad de mayor precio entre los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> fueron los del mercado EEX<\/strong> de Italia, que mantuvieron esta posici\u00f3n durante todo el semestre. Los mercados EEX de Alemania, Francia, Espa\u00f1a, Gran Breta\u00f1a, OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal e ICE de B\u00e9lgica y Pa\u00edses Bajos se mantuvieron durante la primera mitad del semestre en el grupo de mercados con precios medios. No obstante, en el mercado EEX de Francia, durante la segunda mitad del semestre los precios aumentaron, separ\u00e1ndose del resto de mercados, y al final del semestre, se uni\u00f3 a Italia como uno de los mercados de mayor precio para este producto.<\/p>\n

Este comportamiento del mercado EEX de Francia comenz\u00f3 cuando a mediados de abril sus precios subieron respecto a la tendencia general de los pa\u00edses de la regi\u00f3n. La causa fundamental fue el anuncio de EDF de que ampliar\u00eda las paradas de su parque nuclear a causa de la pandemia.<\/p>\n

El mercado ICE<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos mantuvo durante todo el per\u00edodo unos precios mucho m\u00e1s bajos que los del resto de mercados analizados. Resulta destacable, que durante los d\u00edas de mayor ca\u00edda de los precios por la coronacrisis<\/strong>, este mercado lleg\u00f3 a marcar precios inferiores a 20 \u20ac\/MWh durante seis d\u00edas consecutivos, los \u00fanicos de toda la historia de la negociaci\u00f3n de este producto, desde su inicio en enero de 2017, con unos precios tan bajos. El precio de cierre del 1 de abril, de 19,02 \u20ac\/MWh, es el m\u00e1s bajo hasta el momento.<\/p>\n

AleaSoft - Precios futuros electricidad cal 21 primer semestre 2020<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de EEX, OMIP e ICE<\/span><\/div>\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h2>\n

Los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el mes M+2 en el mercado ICE<\/strong> alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo del primer semestre de 2020, de 68,91 $\/bbl, el d\u00eda 6 de enero. Pero posteriormente descendieron hasta alcanzar el precio m\u00ednimo semestral, de 19,33 $\/bbl, el d\u00eda 21 de abril. Los recortes de producci\u00f3n de la OPEP+ permitieron el inicio de la recuperaci\u00f3n de los precios en mayo y en la \u00faltima quincena del semestre los precios de cierre ya se mantuvieron por encima de los 40 $\/bbl. Por otra parte, el precio promedio semestral fue de 42,41 $\/bbl. Este valor es un 32% inferior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en el semestre anterior, de 62,19 $\/bbl, y un 36% inferior al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en el primer semestre de 2019, de 66,17 $\/bbl.<\/p>\n

En el primer semestre de 2020, la pandemia de la COVID\u201119 y las medidas adoptadas para intentar contener su propagaci\u00f3n ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent, debido a la reducci\u00f3n de la demanda.<\/p>\n

Por otra parte, la OPEP+ no consigui\u00f3 pactar una reducci\u00f3n de la producci\u00f3n que estabilizase el mercado en la reuni\u00f3n celebrada a principios de marzo. Adem\u00e1s, Rusia y Araba Saud\u00ed iniciaron una guerra comercial, aumentando considerablemente su producci\u00f3n en el mes de abril. En un contexto en el que la capacidad de almacenamiento era muy limitada, el exceso de producci\u00f3n provoc\u00f3 el hundimiento de los precios, alcanz\u00e1ndose m\u00ednimos hist\u00f3ricos.<\/p>\n

Sin embargo, la OPEP+ acord\u00f3 el inicio de recortes de producci\u00f3n a partir de mayo, lo que permiti\u00f3 el inicio de la recuperaci\u00f3n de los precios. Esta recuperaci\u00f3n tambi\u00e9n se vio favorecida por el incremento de la demanda a medida que muchos pa\u00edses empezaron a relajar las medidas de confinamiento.<\/p>\n

En el primer semestre de 2020, los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes M+1 alcanzaron su precio m\u00e1ximo, de 12,98 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 3 de enero. Durante la mayor parte del semestre, los precios siguieron una tendencia descendente y alcanzaron el m\u00ednimo semestral, de 3,51 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 28 de mayo, que fue el m\u00e1s bajo de los \u00faltimos dos a\u00f1os. Posteriormente, los precios empezaron a recuperarse hasta situarse por encima de los 5 \u20ac\/MWh en junio. Por otra parte, el valor promedio registrado durante el semestre fue de 7,63 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con los futuros para el mes M+1 negociados en el semestre anterior, \u00e9ste disminuy\u00f3 un 42% desde los 13,18 \u20ac\/MWh. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el primer semestre de 2019, cuando el precio promedio fue de 15,76 \u20ac\/MWh, el descenso fue del 52%.<\/p>\n

En el caso del mercado spot, en el primer semestre de 2020, los precios del gas TTF alcanzaron su precio \u00edndice m\u00e1ximo de 12,40 \u20ac\/MWh el d\u00eda 7 de enero. Mientras que el precio \u00edndice m\u00ednimo semestral, de 2,76 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 los d\u00edas 23, 24 y 25 de mayo y fue el precio \u00edndice m\u00e1s bajo desde octubre de 2008. Por otra parte, el precio promedio de este semestre fue de 7,52 \u20ac\/MWh, un 34% inferior al del semestre anterior, de 11,38 \u20ac\/MWh, y un 52% inferior al del primer semestre de 2019, de 15,74 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes M+1, el primer semestre de 2020 registraron el precio m\u00e1ximo semestral de 55,35 $\/t el d\u00eda 13 de enero. Las inundaciones en las zonas mineras de Sud\u00e1frica y el aumento de demanda en China, tras las restricciones a las importaciones del a\u00f1o 2019, propiciaron que se alcanzara este m\u00e1ximo en la primera quincena del a\u00f1o. Despu\u00e9s, la epidemia de coronavirus en China propici\u00f3 que los precios descendieran. Pero, en la segunda mitad de marzo, se recuperaron hasta alcanzar los 54,45 $\/t el d\u00eda 25, antes de volver a descender. Esta recuperaci\u00f3n fue debida al temor a la escasez de suministros por el cierre de minas y puertos debido a la propagaci\u00f3n de la pandemia de coronavirus y por la recuperaci\u00f3n de la producci\u00f3n industrial en China. Pero, finalmente, no se produjo un desabastecimiento y la demanda en el resto de pa\u00edses fue descendiendo con el avance de la pandemia provocando el descenso de los precios. El m\u00ednimo semestral, de 38,45 $\/t, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 28 de abril y los precios bajos se mantuvieron en mayo. Pero, en junio, los precios estuvieron por encima de los 45 $\/t la mayor parte del tiempo y el 29 de junio se lleg\u00f3 a un precio de cierre de 50,05 $\/t. Por otra parte, el precio promedio del semestre fue de 47,24 $\/t, un 18% inferior al precio promedio de los futuros de carb\u00f3n API 2 para el mes M+1 negociados durante el semestre anterior, de 57,53 $\/t, y un 29% m\u00e1s bajo que los del primer semestre de 2019, de 66,31 $\/t.<\/p>\n

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 iniciaron el semestre con precios en torno a los 24,50 \u20ac\/t. Pero, en marzo descendieron hasta que el d\u00eda 18 de ese mes registraron el precio m\u00ednimo del semestre, de 15,30 \u20ac\/t. Este descenso fue debido a las medidas de confinamiento adoptadas para frenar la propagaci\u00f3n de la COVID\u201119 en Europa. Pero, pese al confinamiento, el anuncio de reducciones en la producci\u00f3n nuclear francesa en abril permiti\u00f3 el inicio de la recuperaci\u00f3n de los precios. Esta recuperaci\u00f3n continu\u00f3 favorecida por el proceso de desconfinamiento hasta alcanzar el precio de cierre m\u00e1ximo semestral, de 26,97 \u20ac\/t, el d\u00eda 30 de junio. El precio promedio del semestre fue de 22,08 \u20ac\/t, un 16% inferior al del semestre anterior para el producto de 2019, de 26,14 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del precio de los futuros negociados durante el primer semestre de 2019 para diciembre de ese a\u00f1o, de 24,22 \u20ac\/t, el promedio del primer semestre de 2020 es un 8,8% inferior.<\/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

El primer semestre de 2020 estuvo marcado por la pandemia del coronavirus, principalmente por el coste humano que ha significado. Los mercados de energ\u00eda tambi\u00e9n se han visto afectados por las medidas que se tomaron para intentar contener la propagaci\u00f3n del virus. Para informar sobre el seguimiento de los mercados en esta etapa, en AleaSoft<\/strong> se desarrollaron diversas iniciativas. Una de ellas son los observatorios de energ\u00eda<\/a>, en los que se pueden visualizar las principales variables de los mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y CO2<\/sub> con datos actualizados diariamente.<\/p>\n

Tambi\u00e9n durante este per\u00edodo se ha organizado una serie de webinars<\/a> sobre la \u201cInfluencia del coronavirus en la demanda de energ\u00eda y los mercados el\u00e9ctricos en Europa\u201d, el \u00faltimo de ellos realizado el pasado 25 de junio. En ellos se ha ido mostrando la evoluci\u00f3n y perspectivas de los precios y demanda en los mercados el\u00e9ctricos, de gas, petr\u00f3leo y derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>, y se han realizado presentaciones y mesas de an\u00e1lisis sobre el impacto que esta crisis est\u00e1 teniendo en la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> en Espa\u00f1a y Europa en general.<\/p>\n

El pr\u00f3ximo webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/a>\u201d se realizar\u00e1 despu\u00e9s del verano, el 17 de septiembre, y en \u00e9l se abordar\u00e1n los siguientes temas:<\/p>\n