{"id":97097,"date":"2020-07-16T15:03:03","date_gmt":"2020-07-16T13:03:03","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=97097"},"modified":"2020-07-16T15:10:14","modified_gmt":"2020-07-16T13:10:14","slug":"produccion-eolica-baja-mantiene-precios-al-alza-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/produccion-eolica-baja-mantiene-precios-al-alza-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"Una producci\u00f3n e\u00f3lica baja mantiene los precios al alza en los mercados el\u00e9ctricos europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 16 de julio de 2020. Los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos continuaron subiendo durante los \u00faltimos d\u00edas de la primera quincena de julio, fundamentalmente debido al descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica y por los precios del CO2<\/sub> que se mantienen altos. La excepci\u00f3n fue el mercado MIBEL, donde la e\u00f3lica aument\u00f3, provocando un descenso de los precios que alcanzaron el segundo valor m\u00e1s bajo del continente. La tendencia de precios al alza se espera que se mantenga en el inicio de la cuarta semana de julio.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar<\/strong> disminuy\u00f3 en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> durante el per\u00edodo comprendido entre el lunes 13 y el mi\u00e9rcoles 15 de julio, en comparaci\u00f3n con el promedio de la semana anterior, la n\u00famero 28 del a\u00f1o. El mercado franc\u00e9s fue el de mayor descenso, con una variaci\u00f3n del \u201114%. En el mercado italiano disminuy\u00f3 un 6,4% y en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica un 1,7%. Por el contrario, en el mercado alem\u00e1n la producci\u00f3n solar aument\u00f3 un 3,3%.<\/p>\n

Durante los 15 d\u00edas transcurridos de julio la producci\u00f3n solar fue m\u00e1s alta en todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> en comparaci\u00f3n con igual per\u00edodo de 2019. El mayor crecimiento se registr\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, donde aument\u00f3 un 66%. En el resto de los mercados analizados el incremento en la producci\u00f3n fue de entre el 4,6% y el 18%<\/p>\n

Para la semana 29 del a\u00f1o, el an\u00e1lisis realizado en AleaSoft<\/strong><\/a> indica que disminuir\u00e1 la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda en los mercados analizados.<\/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 aument\u00f3 un 33% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica entre el lunes y el mi\u00e9rcoles de la semana del 13 de julio en comparaci\u00f3n con el promedio de la semana del 6 de julio. Por el contrario, en los mercados de Alemania, Francia e Italia disminuy\u00f3 un 72%, un 30% y un 2,0% respectivamente.<\/p>\n

Del 1 al 15 de julio la producci\u00f3n e\u00f3lica fue m\u00e1s alta en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft <\/strong>en comparaci\u00f3n con los mismos d\u00edas de 2019. El mayor incremento fue del 56% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. En el mercado franc\u00e9s aument\u00f3 un 39% y en el alem\u00e1n un 8,6%. En el mercado italiano la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda se mantuvo con poca variaci\u00f3n durante estos dos per\u00edodos, disminuyendo un 0,3%.<\/p>\n

Para el cierre de la semana del 13 de julio, el an\u00e1lisis de AleaSoft<\/strong><\/a> indica que la producci\u00f3n e\u00f3lica total de la semana ser\u00e1 m\u00e1s baja que la de la semana anterior en los principales mercados europeos, excepto en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica.<\/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 disminuy\u00f3 de lunes a mi\u00e9rcoles de la semana del 13 de julio en la mayor\u00eda de los mercados analizados. La diferencia que m\u00e1s resalt\u00f3 fue la ca\u00edda del 6,5% en Francia, debido al festivo por el D\u00eda Nacional de Francia del martes 14 de julio. Al corregir este efecto del festivo, la variaci\u00f3n represent\u00f3 un ligero aumento del 0,1%. Otros mercados que tuvieron descensos en la demanda durante este per\u00edodo fueron B\u00e9lgica, Alemania, Italia y Espa\u00f1a, que registraron variaciones entre el \u20111,0% y el \u20112,8%. La demanda mantuvo la tendencia ascendente de las \u00faltimas semanas en Portugal y Gran Breta\u00f1a<\/a>, con crecimientos del 4,2% y 1,3%. En el caso de Pa\u00edses Bajos, se registr\u00f3 un incremento del 1,3%.<\/p>\n

En los observatorios de mercados el\u00e9ctricos de AleaSoft<\/a>, se puede analizar la evoluci\u00f3n de la demanda durante las \u00faltimas semanas, con datos actualizados diariamente.<\/p>\n

Las previsiones de demanda de AleaSoft<\/a> indican que, al finalizar la semana del 13 de julio, la demanda mantendr\u00e1 el mismo comportamiento del inicio de la semana en los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados.<\/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

La demanda el\u00e9ctrica<\/strong> de Espa\u00f1a peninsular cay\u00f3 un 2,8% de lunes a mi\u00e9rcoles de la semana del 13 de julio. Entre las causas principales de este retroceso, se encuentra la disminuci\u00f3n de las temperaturas medias en 1,0 \u00b0C. En AleaSoft<\/strong> se prev\u00e9 que, al finalizar la semana del 13 de julio, la demanda contin\u00fae siendo inferior a la registrada durante la semana del 6 de julio.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> promedio en Espa\u00f1a peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica<\/strong> y la termosolar<\/strong>, disminuy\u00f3 un 1,9% entre el 13 y el 15 de julio en comparaci\u00f3n con el promedio de la segunda semana de julio. En el an\u00e1lisis interanual, desde el primer d\u00eda del mes de julio hasta el mi\u00e9rcoles 15 de julio, se registr\u00f3 un aumento del 68%. Las previsiones de AleaSoft<\/strong> indican que al finalizar la semana n\u00famero 29 la producci\u00f3n solar total ser\u00e1 inferior a la registrada la semana del 6 de julio. Seg\u00fan los datos publicados por Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a, actualizados hasta junio de 2020, la potencia instalada fotovoltaica peninsular aument\u00f3 780 MW en lo que va de a\u00f1o respecto al total instalado hasta diciembre de 2019.<\/p>\n

El nivel medio de la producci\u00f3n e\u00f3lica <\/strong>en Espa\u00f1a peninsular durante los tres primeros d\u00edas de la tercera semana de julio aument\u00f3 un 27% con respecto a la media de la semana anterior. En el an\u00e1lisis interanual, la producci\u00f3n e\u00f3lica durante la primera quincena de julio fue un 52% m\u00e1s alta. Para la semana que comenz\u00f3 el lunes 13 de julio, ese espera que la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda sea mayor que la de la semana del 6 de julio. En cuanto a la potencia instalada e\u00f3lica, de enero a junio de 2020 se han instalado 445 MW nuevos en la pen\u00ednsula en comparaci\u00f3n con el total instalado hasta 2019, seg\u00fan los datos publicados por Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a.<\/p>\n

En estos momentos todas las centrales nucleares<\/strong> est\u00e1n en marcha y la producci\u00f3n nuclear<\/strong> mantiene un nivel cercano a los 167 GWh diarios.<\/p>\n

AleaSoft - Balance diario electricidad Espana Demanda Produccion<\/a>Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.<\/span><\/div>\n

Las reservas hidroel\u00e9ctricas<\/strong> cuentan actualmente con 14 753 GWh almacenados, seg\u00fan los 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 288 GWh respecto al bolet\u00edn n\u00famero 27.<\/p>\n

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

Los primeros cuatro d\u00edas de la semana del 13 de julio hubo incrementos de precios en la mayor parte de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados respecto a los de los mismos d\u00edas de la semana anterior. La excepci\u00f3n fue el mercado<\/strong> MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, donde se produjo un descenso del 5,5%. Por otra parte, la mayor subida de precios, del 63%, fue la del mercado<\/strong> Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. Mientras que los mercados N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a, EPEX SPOT de Francia e IPEX<\/strong> de Italia tuvieron los menores incrementos de precios, del 3,1%, el 3,4% y el 3,6% respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 14% del mercado EPEX SPOT<\/strong> de B\u00e9lgica y el 21% del mercado EPEX SPOT de Alemania.<\/p>\n

En los mercados el\u00e9ctricos analizados, el promedio de los cuatro primeros d\u00edas de la tercera semana de julio fue en general superior a 30 \u20ac\/MWh. Sin embargo, el mercado Nord Pool tuvo un precio promedio diez veces menor que el de otros mercados, qued\u00e1ndose en 3,74 \u20ac\/MWh. El resto de los mercados alcanzaron precios promedio entre los 33,38 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL y los 39,27 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.<\/p>\n

En cuanto a los precios diarios de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados, el mi\u00e9rcoles 15 y el jueves 16 de julio, hubo precios diarios superiores a los 40 \u20ac\/MWh en los mercados IPEX y EPEX SPOT, con la excepci\u00f3n de los precios del d\u00eda 15 en los mercados de Francia y los Pa\u00edses Bajos, que se quedaron en 39,94 \u20ac\/MWh y 38,94 \u20ac\/MWh respectivamente. Los precios diarios m\u00e1s elevados de estos d\u00edas, de 44,45 \u20ac\/MWh y 43,64 \u20ac\/MWh, fueron los de los mercados de Alemania y los Pa\u00edses Bajos respectivamente, alcanzados el jueves 16 de julio.<\/p>\n

Por otra parte, el d\u00eda 15 de julio, se alcanzaron precios horarios superiores a 50 \u20ac\/MWh en el mercado alem\u00e1n y el belga. Mientras que el d\u00eda 16, los precios horarios superaron los 50 \u20ac\/MWh en Alemania, B\u00e9lgica y Francia.<\/p>\n

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

Los incrementos de precios durante los primeros d\u00edas de la semana del 13 de julio se vieron favorecidos por la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica en muchos pa\u00edses europeos y, en el caso de Francia e Italia, tambi\u00e9n por el descenso de la producci\u00f3n solar. En cambio, en el mercado MIBEL, el incremento en la producci\u00f3n e\u00f3lica permiti\u00f3 el descenso de los precios.<\/p>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que al finalizar la semana del 13 de julio, el precio promedio continuar\u00e1 la misma tendencia registrada durante los cuatro primeros d\u00edas de la semana en todos los mercados europeos. Para la semana del 20 de julio se prev\u00e9 que los precios se incrementen a inicios de la semana en la mayor\u00eda de los mercados analizados, incluido el mercado MIBEL. Las excepciones ser\u00e1n los mercados de los Pa\u00edses Bajos y Alemania. En este \u00faltimo, se esperan incrementos en la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar.<\/p>\n

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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 la semana del 13 de julio baj\u00f3 un 5,5% respecto al del mismo per\u00edodo de la semana del 6 de julio. Este comportamiento contrasta con el del resto de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en Alesoft<\/strong>, donde se produjeron incrementos en los precios.<\/p>\n

Este descenso de precios permiti\u00f3 que el precio promedio del 13 al 16 de julio, de 33,38 \u20ac\/MWh en ambos casos, fuera el segundo m\u00e1s bajo de Europa, despu\u00e9s de el del mercado Nord Pool. En este per\u00edodo, los precios diarios fueron los mismos tanto en Espa\u00f1a como en Portugal, manteni\u00e9ndose entre los 31,06 \u20ac\/MWh del mi\u00e9rcoles 15 de julio y los 34,89 \u20ac\/MWh del jueves 16 de julio. Mientras que los precios horarios oscilaron entre los 25,10 \u20ac\/MWh de las horas 4 y 5 del d\u00eda 13 de julio y los 39,93 \u20ac\/MWh de la hora 14 del d\u00eda 16 de julio.<\/p>\n

Durante el per\u00edodo considerado, el aumento en la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica favoreci\u00f3 la ca\u00edda de los precios en el mercado MIBEL, pese al ligero descenso de la producci\u00f3n solar que hubo en Espa\u00f1a.<\/p>\n

 
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AleaSoft - parque eolico<\/a><\/div>
\n Sin embargo, las previsiones de precios de AleaSoft<\/strong><\/a> indican que el precio promedio de los cuatro primeros d\u00edas de la semana del 20 de julio ser\u00e1 m\u00e1s elevado al del per\u00edodo del 13 al 16 de julio en el mercado MIBEL, dado que se espera una menor producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica para ese per\u00edodo.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

En lo que va de semana, desde el lunes 13 de julio, los precios de los futuros de electricidad para el siguiente trimestre subieron en la mayor\u00eda de mercados europeos. Las excepciones de estos incrementos fueron los mercados EEX e ICE de Gran Breta\u00f1a y los mercados ICE y NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. La mayor subida de precios se registr\u00f3 en el mercado EEX<\/strong> de Alemania, con un aumento del 1,8% respecto a la sesi\u00f3n del viernes 10 de julio. Por su parte, el mercado ICE<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos registr\u00f3 la mayor de las bajadas, de m\u00e1s del 10%.<\/p>\n

El panorama de los precios de los futuros para el producto del pr\u00f3ximo a\u00f1o 2021 es muy similar al del producto trimestral, con la diferencia de que las subidas en general fueron m\u00e1s pronunciadas y que en este caso la excepci\u00f3n al aumento de precios fue solamente en los mercados de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. El mercado ICE de Pa\u00edses Bajos fue en este caso el de mayor incremento, con una subida del 3,5%. La mayor bajada fue la registrada por el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, del 9,2%.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio liquidacion mercados futuros electricidad Europa Q1 y Y1<\/a><\/div>\n

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el mes de septiembre de 2020 en el mercado ICE<\/strong> iniciaron la semana del 13 de julio con precios inferiores a los de los mismos d\u00edas de la segunda semana de julio. Pero a partir del martes los precios empezaron a recuperarse y el mi\u00e9rcoles 15 de julio el precio de cierre fue de 43,79 $\/bbl. Este precio es el m\u00e1s elevado desde la primera mitad de marzo.<\/p>\n

La situaci\u00f3n de incertidumbre respecto a la evoluci\u00f3n de la pandemia de COVID\u201119 contin\u00faa amenazando la recuperaci\u00f3n de la demanda. Pero, el d\u00eda 15 de julio, la OPEP+ acord\u00f3 reducir sus recortes de producci\u00f3n a partir de agosto. Sin embargo, el incremento de la producci\u00f3n derivado de la reducci\u00f3n de los recortes no ser\u00e1 tan elevado como se esperar\u00eda, ya que los pa\u00edses que excedieron su cuota de producci\u00f3n en los meses de mayo y junio se comprometieron a compensar esos excesos con mayores recortes durante el tercer trimestre del a\u00f1o.<\/p>\n

Por otra parte, los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, en el inicio de la semana del 13 de julio, continuaron la tendencia descendente de la semana del 6 de julio, hasta alcanzar el martes 14 de julio un precio de cierre de 5,08 \u20ac\/MWh. Este precio es un 17% inferior al del martes 7 de julio y el m\u00e1s bajo desde principios de junio. Pero, el mi\u00e9rcoles 15 de julio, los precios se recuperaron un 2,8% hasta alcanzar un precio de cierre de 5,23 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios del gas TTF en el mercado spot, los primeros d\u00edas de la semana del 13 de julio, fueron inferiores a 5 \u20ac\/MWh. El precio \u00edndice m\u00e1ximo en lo que va de semana fue el del martes 14 de julio, de 4,82 \u20ac\/MWh. Mientras que el m\u00ednimo, de 4,23 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el mi\u00e9rcoles 15 de julio y fue el m\u00e1s bajo desde principios de junio. Pero el jueves 16 de julio, el precio \u00edndice aument\u00f3 un 9,5% hasta los 4,64 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

El aumento registrado en los precios del gas est\u00e1 relacionado con el descenso del mi\u00e9rcoles en el flujo de gas procedente de Noruega. Adem\u00e1s, los precios elevados de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> favorecen el uso del gas en la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica respecto al uso del carb\u00f3n. Sin embargo, los niveles de las reservas de gas siguen siendo elevados, lo que dificulta la recuperaci\u00f3n de los precios.<\/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 tercera semana de julio se mantuvieron por debajo de los 50 $\/t. El precio de cierre del lunes 13 de julio, de 48,80 $\/t, fue un 0,2% menor al de la sesi\u00f3n del viernes 10 de julio y un 7,0% inferior al del lunes 6 de julio. Pero el martes y el mi\u00e9rcoles los precios se recuperaron ligeramente hasta los 49,60 $\/t del mi\u00e9rcoles 15 de julio. Esta tendencia ascendente estuvo favorecida por las noticias sobre los planes para reducir la producci\u00f3n en zonas mineras de Colombia.<\/p>\n

Respecto a 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 13 de julio, aumentaron hasta alcanzar el martes 14 de julio un precio de cierre de 29,65 \u20ac\/t. Sin embargo, el mi\u00e9rcoles 15 de julio, descendieron un 2,7% hasta registrar un precio de cierre de 28,85 \u20ac\/t.<\/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 17 de septiembre pr\u00f3ximo AleaSoft<\/strong> realizar\u00e1 el webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/a>\u201d, en el que se tratar\u00e1n los siguientes temas:<\/p>\n