{"id":96384,"date":"2020-07-02T14:49:35","date_gmt":"2020-07-02T12:49:35","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=96384"},"modified":"2020-07-03T13:03:59","modified_gmt":"2020-07-03T11:03:59","slug":"precios-co2-alcanzan-valor-mas-alto-desde-agosto-2019","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-co2-alcanzan-valor-mas-alto-desde-agosto-2019\/","title":{"rendered":"Los precios del CO2 alcanzan su valor m\u00e1s alto desde agosto de 2019"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 2 de julio de 2020. En el primer d\u00eda de julio, el precio de cierre de los futuros del CO2<\/sub> para diciembre de 2020 fue 27,71 \u20ac\/t. Desde la primera mitad de agosto de 2019 no se alcanzaba un precio tan elevado. Durante los primeros d\u00edas de la semana de final de junio e inicio de julio, los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos bajaron gracias al aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica. No obstante, en los pa\u00edses del sur de Europa y en Francia, los precios subieron fundamentalmente por el aumento de la demanda.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar <\/strong>en Francia, Alemania e Italia disminuy\u00f3 entre el pasado lunes 29 de junio y el mi\u00e9rcoles 1 de julio en comparaci\u00f3n con la media de la semana anterior. En el mercado franc\u00e9s disminuy\u00f3 un 24%, mientras que en el alem\u00e1n y el italiano un 15% y un 1,7% respectivamente. Por el contrario en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica aument\u00f3 un 3,4%.<\/p>\n

Para esta semana el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n disminuir\u00e1 en la mayor\u00eda de los mercados.<\/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 entre el lunes y el mi\u00e9rcoles de la semana del 29 de junio aument\u00f3 en comparaci\u00f3n con el promedio de la semana anterior en Alemania, Francia y la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. En el mercado alem\u00e1n la media de estos tres d\u00edas fue un 120% superior. En el caso del mercado franc\u00e9s la producci\u00f3n aument\u00f3 un 26%, mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica el aumento fue del 3,2%. La excepci\u00f3n fue el mercado italiano en el que se registr\u00f3 un descenso de la producci\u00f3n del 19%.<\/p>\n

Para el cierre de la semana, el an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n e\u00f3lica total aumentar\u00e1 con respecto a la semana anterior en los principales mercados europeos, excepto en el mercado italiano.<\/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 29 de junio, la demanda el\u00e9ctrica se recuper\u00f3 en gran parte de los mercados europeos respecto al mismo per\u00edodo de la semana anterior. En los mercados analizados donde la demanda descendi\u00f3, las variaciones fueron inferiores al 1%. En cuanto a los incrementos, algunos mercados como el de Italia y el de Espa\u00f1a, registraron variaciones del 10% y 8,5% respectivamente. En estos mercados, esta recuperaci\u00f3n de la demanda se debi\u00f3 al aumento de la actividad en los sectores que est\u00e1n retornando a la nueva normalidad. Particularmente, en Espa\u00f1a tambi\u00e9n influy\u00f3 el efecto del festivo regional del 24 de junio de la semana previa. En Gran Breta\u00f1a, el aumento de la demanda fue del 4,8%. La menor recuperaci\u00f3n en el inicio de esta semana fue el 1,5% registrado en Alemania.<\/p>\n

Es posible analizar la recuperaci\u00f3n de la demanda de Italia desde el observatorio de AleaSoft<\/strong> sobre el mercado italiano<\/a>, que cuenta adem\u00e1s con otras variables del mercado el\u00e9ctrico.<\/p>\n

Las previsiones de demanda el\u00e9ctrica de AleaSoft<\/a> indican que en la semana del 29 de junio la demanda mantendr\u00e1 la tendencia ascendente en los pa\u00edses que tuvieron subidas en la primera mitad de la semana.<\/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

Durante los primeros 3 d\u00edas de la semana del 29 de junio, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> de Espa\u00f1a peninsular se increment\u00f3 en un 8,5% respecto a los mismos d\u00edas de la cuarta semana de junio. La influencia del incremento de la actividad de algunos sectores en la segunda semana de la nueva normalidad, despu\u00e9s del fin del Estado de Alarma, ha sido de los factores m\u00e1s influyentes. Otra de las causas de este incremento fue el efecto festivo del 24 de junio celebrado en Catalu\u00f1a, en la Comunidad Valenciana y en Galicia. Teniendo en cuenta los c\u00e1lculos realizados en AleaSoft<\/strong>, el incremento fue del 6,2% una vez corregido este efecto. Se espera que al finalizar la semana la demanda total sea superior a la de la semana anterior, seg\u00fan las previsiones realizadas en AleaSoft<\/a>.<\/p>\n

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

Durante los tres primeros d\u00edas de la semana del 29 de junio, la producci\u00f3n solar<\/strong> promedio de Espa\u00f1a peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, aument\u00f3 un 3,1% con respecto al promedio de la semana anterior. Para esta semana, el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong> indica que la producci\u00f3n con estas tecnolog\u00edas disminuir\u00e1 en comparaci\u00f3n con el total registrado la semana pasada.<\/p>\n

El nivel medio de la producci\u00f3n e\u00f3lica <\/strong>en Espa\u00f1a peninsular durante los tres primeros d\u00edas de la semana aument\u00f3 un 5,3% con respecto a la media de la semana anterior. Para el total de la semana el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong> indica que la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda terminar\u00e1 siendo m\u00e1s alta que la registrada la semana anterior.<\/p>\n

La producci\u00f3n con carb\u00f3n <\/strong>durante los tres primeros d\u00edas de la semana aument\u00f3 un 15% en comparaci\u00f3n con el promedio del mismo per\u00edodo de la semana anterior. Al finalizar el mes de junio se produjo el cierre de ocho centrales t\u00e9rmicas de carb\u00f3n<\/a> de Espa\u00f1a, las cuales representaban el 60% de la capacidad de generaci\u00f3n de electricidad con este combustible.<\/p>\n

La producci\u00f3n nuclear<\/strong> entre el 29 de junio y el 1 de julio aument\u00f3 un 31% en comparaci\u00f3n con el promedio de los mismos d\u00edas de la semana anterior. Todas las centrales se encuentran en marcha actualmente despu\u00e9s de que las centrales Trillo y Almaraz I iniciaran su reconexi\u00f3n a la red el\u00e9ctrica los d\u00edas 20 y 21 de junio respectivamente.
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AleaSoft - Balance diario electricidad Espana Demanda Produccion<\/a>Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/div><\/p>\n

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> cuentan actualmente con 15 364 GWh almacenados, seg\u00fan datos del \u00faltimo Bolet\u00edn Hidrol\u00f3gico del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico, lo que representa una disminuci\u00f3n de 275 GWh respecto al bolet\u00edn anterior.<\/p>\n

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

Durante los cuatro primeros d\u00edas transcurridos de la semana del 29 de junio se registraron descensos en los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos analizados respecto a los mismos d\u00edas de la semana del 22 de junio. De manera contraria, en el mercado<\/strong> EPEX SPOT<\/strong> de Francia, el mercado<\/strong> MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal y el mercado<\/strong> IPEX<\/strong> de Italia se produjeron incrementos. El mercado italiano fue el de mayor incremento, con una variaci\u00f3n del 19%, mientras que en el resto de mercados con aumentos, las mismas estuvieron entre el 3,2% del mercado franc\u00e9s y el 3,7% del espa\u00f1ol. En cuanto a los descensos en los precios, el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fue el que mayor variaci\u00f3n present\u00f3, con una bajada del 48%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 6,5% del mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a y el 11% del mercado EPEX SPOT de Alemania.<\/p>\n

De lunes a jueves de esta semana los precios promedio estuvieron por debajo de los 30 \u20ac\/MWh en los mercados EPEX SPOT de Alemania, Pa\u00edses Bajos, B\u00e9lgica, cuyos valores estuvieron entre los 29,28 \u20ac\/MWh y los 29,98 \u20ac\/MWh. El mercado Nord Pool de los pa\u00edses n\u00f3rdicos estuvo muy por debajo de esta cota, con un precio promedio de 2,20 \u20ac\/MWh. El resto de los mercados registraron precios promedio superiores, que estuvieron entre los 31,00 \u20ac\/MWh del mercado N2EX de Gran Breta\u00f1a y los 40,16 \u20ac\/MWh del mercado IPEX de Italia.<\/p>\n

Por otra parte, en los cuatro primeros d\u00edas de la semana, los precios diarios se mantuvieron por debajo de los 39 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados, pero desde el mi\u00e9rcoles 1 de julio comenzaron a presentar una tendencia al alza. Respecto a ello, en el mercado italiano se alcanzaron precios cercanos a los 45 \u20ac\/MWh para los dos primeros d\u00edas de julio, valores que no se registraban desde la primera semana de marzo de este a\u00f1o.<\/p>\n

El aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica, fundamentalmente en el mercado alem\u00e1n, provoc\u00f3 el descenso de los precios en algunos mercados. En el caso de Espa\u00f1a e Italia la demanda el\u00e9ctrica aument\u00f3 y esto favoreci\u00f3 la subida de los precios. El incremento registrado en los precios del CO2<\/sub> tambi\u00e9n puede haber ayudado al aumento de los precios de estos mercados.<\/p>\n

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

Las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que al finalizar la semana el precio promedio semanal ser\u00e1 inferior al de la semana del 15 de junio en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica y los Pa\u00edses Bajos. Mientras que, el en resto de los mercados se espera que los precios sean superiores, siendo el del mercado italiano el que registre el incremento m\u00e1s notable. Por el contrario, para los primeros d\u00edas de la pr\u00f3xima semana del 6 de julio se prev\u00e9 que los precios aumenten respecto a los de esta semana, dado que el descenso de la producci\u00f3n renovable que se espera en algunos mercados puede favorecer esta tendencia.
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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 esta semana en comparaci\u00f3n con los mismos d\u00edas de la semana anterior aument\u00f3 un 3,7% y 3,6% respectivamente. En Espa\u00f1a, la recuperaci\u00f3n de la demanda en la segunda semana de la nueva normalidad, tras el estado de alarma por la COVID\u201119, permiti\u00f3 esta subida en los precios durante los primeros d\u00edas de la semana a pesar de los incrementos registrados en la producci\u00f3n renovable. Otro factor que puede haber favorecido el aumento de los precios es la subida de los precios de CO2<\/sub> de los \u00faltimos d\u00edas.<\/p>\n

El precio promedio entre el lunes 29 de junio y el jueves 2 de julio fue de 36,73 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol y de 36,72 \u20ac\/MWh en el portugu\u00e9s. Tras el mercado italiano, fueron el segundo y tercer mercados con los precios m\u00e1s elevados. Durante los tres primeros d\u00edas, los precios promedio diarios se mantuvieron por encima de los 37 \u20ac\/MWh con una convergencia del 100% entre los precios de ambos mercados, pero el jueves 2 de julio descendieron hasta los 34,43 \u20ac\/MWh en el caso de Portugal y los 34,51 \u20ac\/MWh en el caso de Espa\u00f1a, a diferencia del resto de mercados donde la tendencia ha sido al alza desde que comenz\u00f3 el mes de julio. El precio diario m\u00e1s alto en este per\u00edodo fue el del martes 30 de junio, de 37,58 \u20ac\/MWh en ambos casos.<\/p>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que el precio promedio al finalizar la semana ser\u00e1 similar al de la semana del 22 de junio en ambos mercados. De la misma manera, se prev\u00e9 que el precio para los primeros d\u00edas de la pr\u00f3xima semana del 6 de julio est\u00e9 por debajo del registrado entre el 29 de junio y 2 de julio. El incremento que se espera en de la producci\u00f3n e\u00f3lica para los pr\u00f3ximos d\u00edas en Espa\u00f1a favorecer\u00e1 este comportamiento.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Los precios de los futuros de electricidad para el \u00faltimo trimestre de 2020 registraron subidas en la mayor\u00eda de mercados analizados en AleaSoft<\/strong> durante la sesi\u00f3n del 1 de julio respecto a la del viernes 26 de junio. Los mercados ICE y NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fueron la excepci\u00f3n, registrando bajadas de un 11% en ambos casos. El mercado EEX<\/strong> de Italia fue el que m\u00e1s incremento tuvo en sus precios, con una variaci\u00f3n del 4,5%. Por otra parte, llama la atenci\u00f3n los altos precios en los que se est\u00e1 negociando este producto en el mercado EEX de Francia, con valores superiores a los 60 \u20ac\/MWh, a pesar de presentar la menor variaci\u00f3n, de un 0,7%. El resto de los mercados registraron aumentos de entre el 2,6% y el 3,6%.<\/p>\n

En el caso de los futuros para el a\u00f1o calendario 2021, los precios tuvieron un comportamiento similar al del producto anterior. Subi\u00f3 el precio en la mayor\u00eda de mercados excepto en los de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, cuyos precios se redujeron en el mercado ICE<\/strong> en un 2,9% y en el mercado NASDAQ<\/strong> en un 2,6%. El mercado de mayor incremento fue el EEX de Alemania con un 3,7%. Por otro lado, el de mayor precio negociado fue el mercado IPEX<\/strong> de Italia, con un valor superior a los 49 \u20ac\/MWh. En este producto, el resto de mercados presentaron variaciones de entre el 1,7% del mercado franc\u00e9s y el 3,4% del mercado ICE de Gran Breta\u00f1a.<\/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 septiembre de 2020 en el mercado ICE<\/strong>, los primeros d\u00edas de la semana del 29 de junio continuaron con valores superiores a 40 $\/bbl. Pero el lunes y el martes registraron precios de cierre inferiores a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior. En cambio, el mi\u00e9rcoles 1 de julio, se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 42,03 $\/bbl, un 3,7% superior al del mi\u00e9rcoles de la cuarta semana de junio. Este aumento, del 1,8% respecto al d\u00eda anterior, est\u00e1 relacionado con la publicaci\u00f3n el mi\u00e9rcoles de datos oficiales donde se indica que las reservas de crudo de Estados Unidos descendieron la semana anterior.<\/p>\n

El levantamiento de las medidas de confinamiento impuestas para prevenir la propagaci\u00f3n del coronavirus est\u00e1 permitiendo la recuperaci\u00f3n de la demanda. Esto, unido a los recortes de producci\u00f3n de la OPEP+ favoreci\u00f3 que los precios se mantuvieran por encima de los 40 $\/bbl las dos \u00faltimas semanas.<\/p>\n

Sin embargo, la aparici\u00f3n de nuevos casos de COVID\u201119 aumenta la preocupaci\u00f3n sobre la posibilidad de que sean necesarias nuevas restricciones de la movilidad que vuelvan a causar descensos en la demanda. Esta situaci\u00f3n puede limitar la recuperaci\u00f3n de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent.<\/p>\n

Respecto a los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, empezaron la semana del 29 de junio con una tendencia ascendente. Los dos primeros d\u00edas de la semana los precios fueron superiores a 6 \u20ac\/MWh. El martes 30 de junio, se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 6,16 \u20ac\/MWh, el cual es el m\u00e1s elevado desde la primera quincena de mayo. Pero el mi\u00e9rcoles 1 de julio, el precio de cierre descendi\u00f3 un 4,9% hasta los 5,86 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, el pasado fin de semana y el lunes de esta semana del 29 de junio fueron inferiores a 5 \u20ac\/MWh. Pero, los primeros d\u00edas de la semana, los precios presentaron una tendencia ascendente y el mi\u00e9rcoles 1 de julio el precio \u00edndice fue de 5,85 \u20ac\/MWh, el m\u00e1s elevado desde finales de abril.<\/p>\n

En cuanto a los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, los primeros d\u00edas de la semana del 29 de junio alcanzaron precios de cierre superiores a 50 $\/t. El lunes, se registr\u00f3 un precio de cierre de 51,30 $\/t, un 6,9% superior al del lunes 22 de junio y el m\u00e1s elevado desde finales de marzo. Pero despu\u00e9s los precios descendieron ligeramente hasta alcanzar los 50,90 $\/t el mi\u00e9rcoles 1 de julio.<\/p>\n

Por otra parte, los precios de 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, los primeros d\u00edas de la semana del 29 de junio, registraron una tendencia ascendente, con valores superiores a los 26 \u20ac\/t. Como consecuencia de estos ascensos, el mi\u00e9rcoles 1 de julio, se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 27,71 \u20ac\/t, un 9,1% superior al del mi\u00e9rcoles de la 4 semana de junio y el m\u00e1s elevado desde la primera mitad de agosto de 2019.<\/p>\n

Las perspectivas sobre la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica est\u00e1n favoreciendo el aumento de los precios. Adem\u00e1s, el descenso previsto en la producci\u00f3n nuclear francesa respecto a julio de a\u00f1os anteriores podr\u00eda favorecer un aumento de la producci\u00f3n con combustibles f\u00f3siles, principalmente gas, incrementando la demanda de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>. Sin embargo, esto depender\u00e1 de la evoluci\u00f3n de la demanda de electricidad y de la producci\u00f3n renovable.
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AleaSoft - Precios gas carbon Brent CO2<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados el\u00e9ctricos por la crisis del coronavirus<\/h2>\n

Desde el comienzo de la pandemia de la COVID\u201119<\/strong>, desde AleaSoft<\/strong> se ha organizado una serie de webinars<\/a> para analizar c\u00f3mo se han visto influenciados los mercados de energ\u00eda en este contexto. Adem\u00e1s se ha analizado la evoluci\u00f3n de la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> en este per\u00edodo. En el \u00faltimo webinar, que se realiz\u00f3 el 25 de junio, tambi\u00e9n se debati\u00f3 sobre el Real Decreto-ley 23\/2020<\/a> aprobado por el Gobierno espa\u00f1ol que incluye medidas en el \u00e1mbito de la energ\u00eda para reactivar la econom\u00eda que suponen un impulso para las energ\u00edas renovables.<\/p>\n

Sobre todos estos temas se continuar\u00e1 debatiendo y analizando en el pr\u00f3ximo webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/a>\u201d, que se realizar\u00e1 el 17 de septiembre. Adem\u00e1s de analizar el comportamiento de los mercados en los \u00faltimos meses, se esclarecer\u00e1n las perspectivas futuras teniendo en cuenta las previsiones pesimistas de la econom\u00eda y los riesgos de nuevos brotes de la epidemia.<\/p>\n

Los observatorios<\/a> de AleaSoft<\/strong> son otra v\u00eda para analizar la evoluci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y CO2<\/sub>. Los mismos incluyen informaci\u00f3n actualizada de las principales variables de los mercados, que se pueden visualizar mediante gr\u00e1ficos comparativos de las \u00faltimas semanas.<\/p>\n

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

AleaSoft, 2 de julio de 2020. En el primer d\u00eda de julio, el precio de cierre de los futuros del CO2 para diciembre de 2020 fue 27,71 \u20ac\/t. Desde la primera mitad de agosto de 2019 no se alcanzaba un precio tan elevado. 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