{"id":98199,"date":"2020-08-03T16:18:16","date_gmt":"2020-08-03T14:18:16","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=98199"},"modified":"2020-08-05T14:45:13","modified_gmt":"2020-08-05T12:45:13","slug":"precios-mercados-electricidad-europeos-aumentan-julio-debajo-precios-julio-2019","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-mercados-electricidad-europeos-aumentan-julio-debajo-precios-julio-2019\/","title":{"rendered":"Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos aumentan en julio, pero se quedan muy por debajo de los precios de julio 2019"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 3 de agosto de 2020. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos contin\u00faan al alza en julio despu\u00e9s del hundimiento durante la fase m\u00e1s cr\u00edtica de la pandemia de COVID-19. Caso aparte es el del mercado Nord Pool de los pa\u00edses n\u00f3rdicos que este julio ha marcado un precio promedio de tan solo 2,35 \u20ac\/MWh, el m\u00e1s bajo de la \u00faltima d\u00e9cada. La producci\u00f3n renovable fotovoltaica y e\u00f3lica contin\u00faa aumentando y tambi\u00e9n su cuota de cobertura de la demanda gracias al incremento de la capacidad instalada en el continente.<\/strong><\/p>\n

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

Las renovables<\/strong> mantuvieron su avance dentro del mix energ\u00e9tico de Europa<\/strong> en el mes de julio. En t\u00e9rminos interanuales el conjunto de e\u00f3lica<\/strong> y solar<\/strong> aument\u00f3 su protagonismo en todos los mercados analizados, siendo el aporte del 34% en Alemania el que m\u00e1s resalta. Otro valor destacado fue el 31% que cubrieron estas tecnolog\u00edas en Espa\u00f1a. En todos los mercados las renovables cubrieron m\u00e1s porcentaje de demanda que durante julio de 2019, sobre todo en Alemania que registr\u00f3 una contribuci\u00f3n del 35%. En ambos an\u00e1lisis, el mercado espa\u00f1ol fue el que marc\u00f3 el mayor avance respecto a los porcentajes registrados en julio de 2019 y junio de 2020.<\/p>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> de julio de 2020 continu\u00f3 con una tendencia ascendente en t\u00e9rminos interanuales. En el mercado de Alemania se increment\u00f3 un 8,7%, donde los valores diarios m\u00e1s altos se registraron durante los \u00faltimos d\u00edas del mes. El mercado espa\u00f1ol se mantuvo en la cabecera de los ascensos mensuales en Europa, al igual que durante los meses anteriores, con un incremento del 61%, registrando los m\u00e1ximos valores en la primera semana del mes. En Portugal tambi\u00e9n hubo un importante incremento del 32%. Por otro lado, en Italia y Francia se registraron incrementos del 15% y 8,5% respectivamente.<\/p>\n

En el an\u00e1lisis de julio respecto a junio de 2020, las cifras m\u00e1s significativas fueron las registradas en el mercado franc\u00e9s, donde el ascenso fue del 16%. En Portugal el aumento fue del 10% y en el resto de mercados las subidas estuvieron por debajo del 7%.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion mensual 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> se comport\u00f3 de forma heterog\u00e9nea a lo largo de Europa durante el reci\u00e9n finalizado mes de julio, respecto a julio de 2019. Las diferencias notables se encontraron en Espa\u00f1a, Francia e Italia, con valores del 21%, 19% y \u201119% respectivamente. La curva de la e\u00f3lica en el mercado alem\u00e1n, comenz\u00f3 el mes con valores bastante altos pero fue decayendo despu\u00e9s de la primera semana hasta mostrar recuperaci\u00f3n hacia los \u00faltimos d\u00edas del mes. Esto provoc\u00f3 que la variaci\u00f3n interanual en este mercado fuera de solo +4%. En Portugal los valores fueron muy similares a los de julio de 2019, registrando una ca\u00edda del 0,9%.<\/p>\n

Respecto a junio de 2020, la e\u00f3lica se comport\u00f3 tambi\u00e9n de forma dispar en los mercados el\u00e9ctricos europeos. En Espa\u00f1a y Alemania se vieron ascensos del 19% y 5,4%. Sin embargo, el mercado italiano sufri\u00f3 una ca\u00edda del 40%, mientras que la bajada fue del 14% en el mercado portugu\u00e9s. En Francia se registr\u00f3 una ligera variaci\u00f3n respecto al mes anterior, de solo el +0,4%.<\/p>\n

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

Subastas de renovables<\/h2>\n

Al cierre de julio, la Agencia Federal de Redes de Alemania (Bundesnetzagentur) inform\u00f3 que en la subasta de capacidad renovable<\/strong> celebrada el 1 de julio, se presentaron ofertas para 779,4 MW de capacidad solar<\/strong>, mucho m\u00e1s que los 192,2 MW asignados a la licitaci\u00f3n. Los precios de cierre de las 30 ofertas adjudicadas en la licitaci\u00f3n de fotovoltaica estuvieron en el rango 46,90 \u20ac\/MWh y 53,60 \u20ac\/MWh. En la subasta de e\u00f3lica terrestre<\/strong>, se otorgaron 26 ofertas para una capacidad de 191 MW. Los precios finales de estas ofertas oscilaron entre 55 \u20ac\/MWh y 62 \u20ac\/MWh. La pr\u00f3xima subasta est\u00e1 planificada para el 1 de septiembre.<\/p>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

Los efectos del coronavirus<\/strong> se mantuvieron latentes durante el mes de julio pasado en la demanda el\u00e9ctrica de los mercados de Europa. Las disminuciones en la mayor\u00eda de los mercados analizados fueron de al menos un 3% respecto a julio de 2019. Las ca\u00eddas m\u00e1s grandes ocurrieron en Gran Breta\u00f1a, Italia y Alemania, donde la demanda baj\u00f3 9,2%, 7,2% y 7,2% respectivamente. En los mercados de Francia y B\u00e9lgica los decrementos fueron del 4,5% y 5,0%. En el caso del mercado espa\u00f1ol, se registr\u00f3 un descenso del 3,0%. El mercado portugu\u00e9s sali\u00f3 ileso de esta tendencia bajista y termin\u00f3 julio con un incremento interanual del 2,7%.<\/p>\n

Sin embargo, comparando con el mes de junio de 2020, las temperaturas fueron las que tuvieron la mayor influencia. La llegada del verano y el consecuente aumento de las temperaturas, que fue de m\u00e1s de 2,4 \u00b0C en la mayor\u00eda de mercados, favorecieron el incremento de la demanda. En este an\u00e1lisis resaltan las subidas de Espa\u00f1a e Italia, con valores del 17% y 16% respectivamente. Estos incrementos fueron seguidos por el 14% registrado en el mercado portugu\u00e9s. Las subidas en Francia, Gran Breta\u00f1a y Alemania fueron de una escala menor, con registros del 4,2%, 3,0% y 2,3%. El mercado belga fue el \u00fanico entre los analizados que experiment\u00f3 una ca\u00edda respecto al mes precedente, con un descenso del 2,7%.<\/p>\n

Estas subidas importantes en los mercados de Espa\u00f1a, Italia y Portugal, se pueden seguir desde los observatorios de sus respectivos mercados en AleaSoft<\/a>. En esta web online con datos actualizados diariamente se podr\u00e1n realizar an\u00e1lisis en contextos horarios, diarios y semanales.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electrica mensual 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<\/p>\n

Durante el mes de julio los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft registraron, durante la mayor parte del mes, precios que rondaron los 35 \u20ac\/MWh. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, cuyo precio promedio fue de 2,35 \u20ac\/MWh. Esta cifra representa el precio medio mensual m\u00e1s bajo de la \u00faltima d\u00e9cada.<\/p>\n

Al comparar respecto al mes de junio, los precios aumentaron en casi todos los mercados, salvo en el mercado Nord Pool, donde los precios bajaron en 0,80 \u20ac\/MWh respecto a ese mes. El mercado IPEX<\/strong> de Italia fue el que m\u00e1s aument\u00f3 su precio, con una subida de 10 \u20ac\/MWh respecto al mes anterior. Como segundo mercado con el mayor incremento le sigui\u00f3 el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Francia, que aument\u00f3 su precio en 7,63 \u20ac\/MWh respecto a junio de este a\u00f1o. En el resto de mercados las subidas estuvieron entre los 3,12 \u20ac\/MWh del mercado N2EX<\/strong> de Gran Breta\u00f1a y EPEX SPOT de Pa\u00edses Bajos y los 4,29 \u20ac\/MWh del EPEX SPOT de B\u00e9lgica.<\/p>\n

Sin embargo, comparando respecto al mes de julio de 2019, los precios de julio de 2020, fueron m\u00e1s bajos en todos los mercados el\u00e9ctricos. El mercado Nord Pool fue el de mayor variaci\u00f3n, con un descenso de sus precios del 93%. El mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal fue el segundo y tercer mercados con la mayor bajada, del 33%. Por otra parte, el mercado EPEX SPOT de Francia fue el de menor variaci\u00f3n, con un descenso del 11%. El resto de los mercados registraron reducciones de entre el 21% del mercado belga y el 29% del mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio mercados demanda electricidad temperatura europa<\/a><\/div>\n

Cabe destacar el comportamiento de los precios el domingo 5 de julio, cuando se unieron la menor demanda que caracteriza a este d\u00eda de la semana con una elevada producci\u00f3n e\u00f3lica y los precios de todos los mercados registraron ca\u00eddas. En el caso del mercado EPEX SPOT de Alemania, termin\u00f3 significando un precio diario negativo de \u201115,34 \u20ac\/MWh. En el resto de mercados la ca\u00edda tambi\u00e9n se hizo notar. Donde fue menos perceptible fue en el mercado Nord Pool de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, pues en el mix de generaci\u00f3n de los pa\u00edses de esta regi\u00f3n, no es la e\u00f3lica sino la hidroel\u00e9ctrica la fuente renovable de mayor aporte. No obstante, fue el r\u00e9cord del mes con el d\u00eda de precio m\u00e1s bajo, \u00fanico d\u00eda que el precio de este mercado baj\u00f3 de 1 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

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

En el mercado el\u00e9ctrico ib\u00e9rico en particular, durante el mes de julio de 2020 el precio promedio del mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal ascendi\u00f3 unos 4 \u20ac\/MWh en comparaci\u00f3n con el anterior mes de junio. Una de las principales causas de este incremento es el aumento en la demanda durante julio, favorecido, por una parte, por el desconfinamiento que se realiz\u00f3 progresivamente durante el mes de junio y que ya en julio estaba completado. Por otra parte, el aumento de la demanda tambi\u00e9n se produce debido al aumento en las temperaturas, cuyos valores medios aumentaron en 4,5 \u00b0C y 3,9 \u00b0C en Portugal y Espa\u00f1a, respectivamente.<\/p>\n

Sin embargo, al analizar el mes de julio de 2020 con respecto al mes de julio de 2019, el reci\u00e9n concluido mes present\u00f3 un precio bastante m\u00e1s bajo en el mercado ib\u00e9rico. La diferencia en precios fue de aproximadamente 16,83 \u20ac\/MWh en ambos pa\u00edses y esto represent\u00f3 un descenso del 33%, influido en gran parte por el importante aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en Espa\u00f1a, de un 36% y 52%, respectivamente, y un nivel de demanda global del mercado aun por debajo de los niveles de 2019.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante el pasado mes de julio los precios de los futuros de electricidad para el siguiente trimestre tuvieron un comportamiento predominantemente a la baja. Los mercados EEX<\/strong> de Espa\u00f1a y OMIP<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal fueron la excepci\u00f3n, con incrementos del 0,4% en los tres casos. En el resto de mercados las bajadas se encuentran entre el descenso del 4,9% de los mercados EEX de Gran Breta\u00f1a e ICE<\/strong> de Gran Breta\u00f1a y Pa\u00edses bajos y la ca\u00edda del 17% del mercado EEX de Francia. Le sigue de cerca, en t\u00e9rminos porcentuales, el mercado ICE de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con una bajada del 15,2%. En la \u00faltima sesi\u00f3n de mercado de julio de 2020 los mercados ICE y NASDAQ<\/strong> n\u00f3rdicos registraron precios separados por m\u00e1s de 1,50 \u20ac\/MWh, cerrando en 16,80 \u20ac\/MWh y 18,43 \u20ac\/MWh respectivamente.<\/p>\n

Respecto al producto del a\u00f1o calendario 2021, los mercados europeos de futuros de electricidad analizados en AleaSoft<\/strong> registraron todos bajadas en su precio durante el mes de julio de 2020. La regi\u00f3n ib\u00e9rica es la que menos vari\u00f3 su precio, bajando su precio en un 0,3% en el mercado OMIP de Espa\u00f1a y Portugal para ambos pa\u00edses y un 0,5% en el mercado EEX de Espa\u00f1a. Los pa\u00edses n\u00f3rdicos, fueron los de mayor bajada del precio, registrando un descenso del 15,7% en el mercado ICE y un 16,5% en el mercado NASDAQ de esta regi\u00f3n.<\/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 cierre de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para septiembre de 2020 en el mercado ICE<\/strong> durante el mes de julio fueron superiores a los 42 $\/bbl. El precio de cierre m\u00ednimo, de 42,03 $\/bbl, se alcanz\u00f3 el primer d\u00eda del mes. Pero el segundo d\u00eda de julio se registr\u00f3 la mayor variaci\u00f3n de precios del mes, aumentando en 1,11 $\/bbl hasta situarse en 43,14 $\/bbl. Los precios m\u00e1s elevados del mes se alcanzaron en la cuarta semana y el martes 21 de julio se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo, de 44,32 $\/bbl. Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 43,22 $\/bbl. Este valor es un 6,0% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en junio de 2020, de 40,77 $\/bbl, pero todav\u00eda un 33% inferior al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en julio de 2019, de 64,21 $\/bbl.<\/p>\n

En el mes de julio, la extensi\u00f3n de los recortes de producci\u00f3n de la OPEP+ y la recuperaci\u00f3n de la demanda permitieron que los precios fueran superiores a los del mes anterior. Sin embargo, el impacto de la COVID-19, con el incremento en el n\u00famero de casos de personas contagiadas, limit\u00f3 la recuperaci\u00f3n.<\/p>\n

A partir de este mes de agosto, la OPEP+ incrementar\u00e1 su producci\u00f3n con la expectativa de que la recuperaci\u00f3n de la demanda permita compensar el incremento de suministro. Sin embargo, la evoluci\u00f3n de la pandemia podr\u00eda afectar a la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica y los temores a un retroceso en la demanda podr\u00edan dar lugar a descensos de precios en los primeros d\u00edas del mes.<\/p>\n

Los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020 alcanzaron los precios m\u00e1s elevados de julio durante las dos primeras semanas. En ese per\u00edodo, los precios se situaron alrededor de los 5,90 \u20ac\/MWh y alcanzaron el precio de cierre m\u00e1ximo del mes, de 6,12 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 7 de julio. En el resto del mes, los precios se estabilizaron en torno a los 5 \u20ac\/MWh. El precio m\u00ednimo en julio, de 4,73 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 20. Por otra parte, el valor promedio registrado durante el mes fue de 5,33 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de junio de 2020, de 5,27 \u20ac\/MWh, \u00e9ste aument\u00f3 discretamente en un 1,2%. En comparaci\u00f3n con los futuros de M+1 negociados en el mes de julio de 2019, cuando el precio promedio fue de 11,01 \u20ac\/MWh, el descenso fue del 52%.<\/p>\n

En el caso del mercado spot, el mes pasado los precios del gas TTF alcanzaron su precio \u00edndice m\u00e1ximo de 5,85 \u20ac\/MWh el d\u00eda 1 de julio y tuvieron precios superiores a 5 \u20ac\/MWh durante los primeros diez d\u00edas del mes. Pero el resto del mes los precios fueron inferiores y el precio \u00edndice m\u00ednimo, de 4,23 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 15 de julio. Por otra parte, el precio promedio spot de este mes de julio fue de 4,92 \u20ac\/MWh, el cual coincide con el del mes de junio de 2020. Sin embargo, fue un 55% inferior al de julio de 2019, de 10,89 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Respecto a los futuros del carb\u00f3n API 2<\/strong> en el mercado ICE para el mes de agosto de 2020, el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 52,50 $\/t, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 6 de julio. Pero el resto de la segunda semana del mes, los precios descendieron y el lunes 13 de julio se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo, de 48,80 $\/t. En la segunda mitad de julio, los precios se recuperaron influenciados por el temor a descensos en el suministro, ya que, a los anuncios de planes de reducci\u00f3n de producci\u00f3n en Colombia, se sumaron los efectos de las inundaciones en China. Finalmente, el precio promedio mensual en julio fue de 50,52 $\/t, un 7,6% superior al precio promedio de los futuros de carb\u00f3n API 2 para el mes M+1 de junio de 2020, de 46,97 $\/t, pero un 11% m\u00e1s bajo que el de julio de 2019, de 56,83 $\/t.<\/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, registraron precios m\u00e1s elevados durante la primera mitad de julio. El precio de cierre m\u00e1ximo del mes, de 29,69 \u20ac\/t, se registr\u00f3 el lunes 6 de julio. Este precio fue el m\u00e1s elevado desde principio de agosto de 2019. En cambio, el precio de cierre m\u00ednimo mensual, de 25,01 \u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 27 de julio. El precio promedio en julio fue de 27,53 \u20ac\/t, un 17% superior al del mes de junio, de 23,55 \u20ac\/t. Respecto al precio promedio de 28,35 \u20ac\/t del mes de julio de 2019 para el mismo producto, el promedio de julio de 2020 fue s\u00f3lo un 2,9% 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

En AleaSoft<\/strong> se han organizado una serie de webinars<\/a> desde los inicios de la crisis del coronavirus, para analizar la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda<\/strong> y de la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> en esta situaci\u00f3n. En la situaci\u00f3n actual de desescalada de las medidas tomadas en marzo y abril cuando estall\u00f3 la pandemia en Europa, pero con la persistencia de rebrotes de COVID-19 y los datos muy negativos de las econom\u00edas europeas durante el segundo trimestre del a\u00f1o, es muy importante analizar cu\u00e1les son las perspectivas de recuperaci\u00f3n del sector energ\u00e9tico europeo. Por ello, el pr\u00f3ximo webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica<\/a>\u201d estar\u00e1 dividido en dos partes, la primera el 17 de septiembre y la segunda el 29 de octubre, contando con ponentes de Deloitte<\/strong>, Vector Renewables<\/strong>, Engie<\/strong> y AleaSoft<\/strong>. Adem\u00e1s de los temas mencionados, se hablar\u00e1 de la importancia de las previsiones en las auditor\u00edas y en la valoraci\u00f3n de carteras<\/a>.<\/p>\n

Teniendo en cuenta los rebrotes de la pandemia que est\u00e1n ocurriendo a nivel mundial y los escenarios m\u00e1s recientes de recuperaci\u00f3n de la coronacrisis<\/strong>, en AleaSoft<\/strong> se han actualizado las curvas de precios a largo plazo<\/a> de los mercados el\u00e9ctricos Europeos.<\/p>\n

Una herramienta para hacer un seguimiento de la evoluci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos europeos, de combustibles y de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> son los observatorios<\/a> de AleaSoft<\/strong>. En ellos se encuentran datos que se actualizan diariamente y que se pueden visualizar en una comparativa con las semanas anteriores, para ver su evoluci\u00f3n.<\/p>\n

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

AleaSoft, 3 de agosto de 2020. Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos contin\u00faan al alza en julio despu\u00e9s del hundimiento durante la fase m\u00e1s cr\u00edtica de la pandemia de COVID-19. 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