AleaSoft: Las oportunidades de las renovables en otros mercados europeos

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Europa se encuentra ante el desafío de descarbonizar la economía en las próximas décadas. Será un camino con oportunidades que abarcan también a mercados eléctricos como los de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia, que tienen precios atractivos y una parte importante de la generación eléctrica utiliza combustibles fósiles, por lo que existe mucho recorrido para el desarrollo renovable. Esto los hace estar entre los que están despertando mayor interés a la hora de analizar posibles inversiones en renovables

El pasado 15 de julio se realizó el webinar “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Mercados eléctricos europeos: cierre semestral. Visión de futuro: hidrógeno verde” organizado por AleaSoft. En el encuentro se analizó el comportamiento de los mercados eléctricos europeos durante el primer semestre de 2021, la situación actual de precios altos en los mercados y las perspectivas para la segunda parte del año. Además se comentó la visión de futuro sobre el papel que desempeñará el hidrógeno verde en la transición energética. La grabación del webinar se puede solicitar aquí.

En el webinar se analizó la evolución de los mercados de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia, que pueden ser interesantes para los inversores en renovables, tanto por los precios como por tener mucho recorrido para el aumento de la capacidad renovable.

Demanda eléctrica de otros mercados europeos
La demanda eléctrica de los mercados de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia en la primera parte del año 2020 se vio afectada por la crisis de la COVID‑19, de la misma forma que sucedió con el resto de mercados europeos. Una vez superados los primeros meses de dicho año cada país ha tenido su propia evolución. En enero de 2021 los mercados de Polonia y Rumanía ya recuperaron los niveles de enero de 2020, cuando aún la pandemia no había impactado de forma importante en Europa.

El mercado griego muestra en verano un comportamiento similar al de otros mercados del sur de Europa, como España, Portugal e Italia, en el que la demanda sube por el aumento de las temperaturas, mientras que en los mercados de Polonia, Rumanía y Serbia el comportamiento es similar al de mercados como los de Alemania o Francia, donde no hay este efecto de “pico” de demanda en verano.

Precios de otros mercados eléctricos europeos
La evolución de los mercados de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia fue similar a la del resto de los mercados europeos durante 2020 y la primera mitad de 2021. En los primeros meses de 2020 los precios bajaron por el efecto de la pandemia y a partir de ahí subieron a la par que los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2.

Los precios de los mercados de Polonia y Grecia son altos si se comparan con los del resto de los mercados europeos. Los de Rumanía y Serbia están al nivel del resto de mercados europeos pero situados en la banda alta del promedio del resto de mercados.

Oportunidades en otros mercados europeos
Los precios de los mercados de Polonia, Grecia, Rumanía y Serbia son una oportunidad para invertir. Además, estos mercados están menos saturados en cuanto a proyectos renovables. Son mercados que aún tienen mucha producción con combustibles fósiles. Por ejemplo, Polonia y Rumanía tienen mucha producción con carbón. Rumanía también tiene aún mucha producción de electricidad con productos petrolíferos. Por tanto hay mucho camino para las renovables y además con precios atractivos, lo que los hace estar entre los países que están despertando mayor interés a la hora de analizar posibles inversiones en renovables.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
Precisamente la financiación de proyectos renovables será uno de los temas que se analizarán en el próximo webinar de AleaSoft, que se realizará el 7 de octubre con la participación de ponentes de Deloitte, además de los de AleaSoft. Este webinar se realizará justo un año después del webinar de octubre de 2020 en el que también se contó con la participación de ponentes de Deloitte. Por esta razón, el habitual análisis de la evolución de los mercados de energía europeos tendrá esta vez una perspectiva interanual Otro tema que se analizará es la Importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras.

Actualmente en AleaSoft se está realizando promociones de las previsiones de corto, medio y largo plazo de los mercados europeos, entre los que se encuentran los mercados de Polonia, Rumanía, Grecia y Serbia. Estas previsiones cuentan con una base científica y la calidad y coherencia de los resultados está avalada por los más de 20 años que lleva AleaSoft trabajando para las principales empresas del sector de la energía.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/oportunidades-renovables-otros-mercados-europeos/

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AleaSoft: Los mercados europeos iniciaron septiembre con subidas de precios por las renovables y el gas

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Los precios de los mercados eléctricos europeos aumentaron de forma generalizada en la primera semana de septiembre respecto a la semana anterior. Entre las causas se encuentran el descenso de la producción eólica en todos los mercados, también de la solar en algunos, la recuperación de los precios del gas, los altos precios del CO2 y una menor disponibilidad nuclear en Francia. Los precios de los futuros del petróleo Brent bajaron de los 43 $/bbl, algo que no pasaba desde principios de julio

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
Durante la primera semana de septiembre la producción solar disminuyó un 7,7% en el mercado español, un 5,8% en el mercado italiano y un 4,3% en el mercado portugués, respecto a lo producido en la semana del 24 de agosto. Por el contrario, en el mercado francés aumentó un 16% y en el alemán un 6,4%.

En el transcurso de los primeros seis días de septiembre se registró un aumento de la producción solar en la península ibérica del 47%, en comparación con los mismos días de 2019. En el mercado italiano la producción aumentó durante este período un 29% mientras que en el mercado francés aumentó un 13%. De todos los mercados analizados en AleaSoft, en el único donde se registró una reducción de la producción fue en el mercado alemán, en el que se descendió un 3,4% durante los seis primeros días del mes.

Para la segunda semana de septiembre las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que disminuirá la producción en España e Italia, mientras que se espera un incremento en el mercado alemán en comparación con los valores registrados en la semana del 31 de agosto.

Durante la semana que comenzó el 31 de agosto, la producción eólica disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. En los mercados de Francia y Portugal los descensos fueron de un 58% y un 52% respectivamente. En el mercado alemán la producción disminuyó un 45% y en el mercado italiano un 26%. La menor variación se registró en el mercado español y fue de un -1,6%.

En el análisis interanual, durante los primeros seis días de septiembre, la producción eólica también disminuyó en todos los mercados analizados en AleaSoft. En este caso la mayor reducción fue del 53% y se registró en el mercado portugués. En el mercado francés la producción cayó un 33%, en los mercados español y alemán un 30% en cada caso y en el mercado italiano un 15%.

Para la semana en curso, que comenzó el 7 de septiembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un aumento de la producción en Alemania, Portugal y España. Por el contrario se espera que en los mercados italiano y francés se reduzca en comparación con la semana anterior.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se comportó de forma heterogénea en los mercados de Europa durante la semana del 31 de agosto. Las temperaturas medias bajaron respecto a las de la semana anterior 3,6 °C en Italia y 1.8 °C en España, lo que favoreció los descensos de la demanda de 3,1% y 5,1% respectivamente. En los mercados de Gran Bretaña y Alemania la demanda se mantuvo similar a la de la semana del 24 de agosto. Por otro lado, hubo incrementos de la demanda por debajo del 2% en los mercados de Francia, Portugal y Bélgica.

Este comportamiento de la demanda se puede analizar en los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft, que cuentan con visualizaciones de datos horarios, diarios y semanales.

Para la semana del 7 de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la demanda descenderá en la mayoría de mercados europeos.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 31 de agosto los precios continuaron con la tendencia ascendente y fueron superiores a los de la semana anterior en todos los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado con la mayor subida de precios, del 41%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un incremento del 17%. En cambio, los mercados donde el precio subió menos fueron el mercado N2EX de Gran Bretaña y el mercado IPEX de Italia, con incrementos del 4,0% y el 4,1% respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 7,6% del mercado MIBEL de España y el 15% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

La semana del 31 de agosto todos los mercados eléctricos europeos analizados alcanzaron promedios semanales superiores a los 40 €/MWh, excepto el mercado Nord Pool. Este fue el mercado con el precio promedio más bajo, de 22,70 €/MWh. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 41,26 €/MWh del mercado portugués y los 47,86 €/MWh del mercado británico.

Desde el lunes 31 de agosto hasta el jueves 3 de septiembre, los precios diarios de todos los mercados eléctricos, excepto el mercado Nord Pool, se mantuvieron por encima de los 40 €/MWh. Además, en la primera semana de septiembre, se alcanzaron precios diarios superiores a 50 €/MWh en casi todos los mercados, con la excepción de los mercados MIBEL y Nord Pool. El precio diario más elevado de la semana, de 55,87 €/MWh, se alcanzó el día 31 de agosto en el mercado británico.

Los primeros días de la semana del 31 de agosto, los precios de los mercados eléctricos estuvieron muy acoplados, excepto los de los mercados MIBEL y Nord Pool, que fueron inferiores. En cambio, los últimos días de la semana, el comportamiento del mercado británico también se separó de la tendencia general del resto de los mercados, siendo el único mercado que mantuvo precios diarios superiores a 40 €/MWh.

El descenso generalizado de la producción eólica y de la producción solar, en este caso en el sur de Europa, junto con la recuperación de los precios del gas, favorecieron los aumentos de precios de los mercados eléctricos europeos de la semana del 31 de agosto. Otros factores que ayudaron en esta subida fueron la menor disponibilidad nuclear francesa y los precios del CO2, que continuaron con valores superiores a 27 €/t.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 7 de septiembre los precios podrían descender en la mayoría de los mercados europeos influenciados por el aumento de la producción renovable.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 31 de agosto los mercados de futuros de electricidad europeos registraron comportamientos heterogéneos para el producto del próximo trimestre. Por una parte, en los mercados EEX de Francia e Italia, ICE de Bélgica y los países nórdicos, junto al mercado NASDAQ también de los países nórdicos, aumentaron los precios respecto al cierre de la semana anterior del 24 de agosto. De todos los mencionados, el mercado ICE de los países nórdicos fue el de mayor incremento porcentual, con un 4,2% de diferencia. Sin embargo, como ya ha sucedido en otras ocasiones, el alto incremento porcentual se debe fundamentalmente a que los precios de este mercado son considerablemente menores que los del resto de mercados, pues en términos absolutos, el mercado EEX de Francia fue el de mayor incremento, de 1,28 €/MWh. En el resto de mercados analizados en AleaSoft los descensos no sobrepasaron el 1%, salvo en el caso del mercado EEX de Alemania que registró la mayor disminución de la semana, con un 1,6% de bajada.

El producto del año calendario 2021 tuvo un comportamiento similar, aunque más marcado a la baja en general. En este caso solamente aumentaron los precios en el mercado EEX de Francia y la región nórdica, tanto en el mercado ICE como en NASDAQ. En el resto de mercados se registraron bajadas que varían entre el 0,3% del mercado EEX de España y el 1,8% del mismo mercado de Gran Bretaña. En este producto, los mercados británico y alemán fueron los únicos en los que las bajadas fueron superiores al 1%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE, todos los días de la semana del 31 de agosto, tuvieron precios inferiores a los de los mismos días de la semana del 24 de agosto. El precio de cierre máximo de la semana, de 45,58 $/bbl, se alcanzó el martes 1 de septiembre. Mientras que el precio de cierre mínimo, de 42,66 $/bbl, se registró el viernes 4 de septiembre. Este precio fue un 6,9% inferior al del viernes 28 de agosto y el más bajo desde principios de julio.

Durante la primera semana de septiembre, la preocupación por la evolución de la demanda ante el incremento de casos de COVID‑19 continuó ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. A esto se sumó el fortalecimiento del dólar, favoreciendo también el descenso de los precios. Aunque el descenso de producción que hubo en América debido a los huracanes Marco y Laura compensó parcialmente estas influencias.

La segunda semana de septiembre se inicia con noticias sobre recortes de precios por parte de Arabia Saudí a sus clientes de Asia. Esto junto con la recuperación de los niveles de producción en América puede favorecer que los precios continúen descendiendo en los próximos días.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, la primera semana de septiembre se mantuvieron por encima de los 11 €/MWh. El precio de cierre máximo de la semana, de 11,73 €/MWh, se alcanzó el jueves 3 de septiembre. Este valor es un 14% superior al del jueves anterior, 27 de agosto. Además, es el más elevado desde la segunda quincena de febrero.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, la primera semana de septiembre los precios tuvieron una tendencia, en general, ascendente, pasando de los 9,63 €/MWh del lunes 31 de agosto a los 11,51 €/MWh del fin de semana del 5 y el 6 de septiembre. Este precio índice alcanzado el fin de semana es el más elevado desde la primera quincena de enero.

Por otra parte, los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020 iniciaron la primera semana de septiembre con aumentos de precios. Como consecuencia, el martes 1 de septiembre se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 53,75 $/t. Este precio fue un 9,1% superior al del martes 25 de agosto y el más alto desde principios de agosto. Sin embargo, los descensos de días posteriores llevaron a registrar un precio de cierre de 52,30 $/t el viernes 4 de septiembre, el cual fue un 0,9% inferior al del viernes de la semana anterior.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, durante la primera semana de septiembre oscilaron tomando valores entre los 28,74 €/t del jueves 3 de septiembre y los 27,35 €/t del viernes 4 de septiembre.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
El próximo 17 de septiembre se realizará la primera parte de la serie de webinars “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” que se está organizando en AleaSoft. Los temas a tratar serán la evolución de los mercados de energía en la recuperación económica, la financiación de los proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. Todos estos temas se están viendo afectados por la incertidumbre que está generando el aumento de los casos de COVID‑19, que se teme que puedan continuar incrementándose con el regreso presencial a las aulas y con la llegada del otoño, y que hacen difícil prever cuándo y cómo se producirá la salida de la coronacrisis. El 29 de octubre se realizará la segunda parte de esta serie de webinars en la que se analizará la evolución de los mercados y se profundizará en todos estos temas. En la serie de webinars se contará con ponentes de Deloitte, Engie, Banco Sabadell y AleaSoft.

Las curvas de precios de los mercados eléctricos europeos de AleaSoft se actualizan periódicamente con los datos más actualizados de crecimiento de la economía y teniendo en cuenta los escenarios más recientes de recuperación de la crisis económica.

Para analizar la evolución de los mercados de energía, en la web de AleaSoft se han habilitado los observatorios. Esta herramienta incluye gráficos que se generan con datos actualizados diariamente de las principales variables de los mercados eléctricos europeos, de combustibles y de derechos de emisión de CO2.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/mercados-electricos-europeos-comenzaron-septiembre-subidas-precios-renovables-gas/

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AleaSoft: Subidas de precios y máximos históricos en los mercados europeos hasta la mitad de agosto

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Las subidas de los precios de los mercados eléctricos spot y de futuros continuaron en la segunda semana de agosto, nuevamente impulsadas por los precios del gas y CO2 que están en máximos históricos. Hubo un descenso generalizado de la producción eólica que también favoreció las subidas y la demanda aumentó en varios mercados. El mercado ibérico registró récords casi todos los días y en los mercados de Italia y Países bajos se alcanzó el mayor precio diario de al menos los últimos seis años

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó durante la semana del 9 de agosto en la mayoría de mercados europeos respecto a los siete días anteriores. En los mercados de Francia y Alemania se vieron los mayores ascensos, del 33% y 29% respectivamente, al mismo tiempo que Italia registraba un incremento del 3,3%. En España se registró una disminución del 19% y en Portugal hubo una ligera caída del 0,1%.

Se esperan descensos de la generación con energía solar en la semana del 15 de agosto en España y Alemania, según las previsiones de producción solar de AleaSoft.

La producción eólica cayó de forma generalizada en los mercados eléctricos del continente europeo durante los días del 9 al 15 de agosto respecto al mismo período de la semana anterior. Los descensos más significativos ocurrieron en los mercados de Italia, Francia y Portugal donde la generación con esta tecnología descendió entre un 49% y 58%. En Italia la caída fue del 25% y en España del 19%.

Para la semana del 15 de agosto, se espera que la producción eólica se incremente en todos los mercados europeos y que este ascenso sea considerable en los mercados de la península ibérica, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft.

Demanda eléctrica
En la semana del 9 de agosto se registraron incrementos de la demanda eléctrica en la mayoría de mercados europeos respecto a la semana anterior, tal y como se indicaba en el reporte de AleaSoft del 9 de agosto. La ola de calor que azotó a Europa del Sur favoreció estas recuperaciones. Este fenómeno provocado por el anticiclón subtropical Lucifer disparó las temperaturas en España, donde se registró el récord máximo histórico para un observatorio de la red principal de la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET), que fue de 47,2 °C a las 17:10 del sábado 14 de agosto en el municipio de Montoro, Andalucía, por encima del anterior récord que tenía Córdoba capital, de 46,9 °C el 13 julio de 2017. Estas altas temperaturas fueron las principales causas del incremento de la demanda en un 4,1% en el mercado español. A falta de confirmación por la Organización Meteorológica Mundial, el jueves 12 de agosto se registró el récord de temperatura máxima Europea de 48,8 °C en Sicilia, Italia, superando los 48,0 °C que se registraron en Atenas, Grecia, el 10 de julio de 1977. Sin embargo, continuó disminuyendo la actividad laboral en estos días cercanos al festivo nacional de Ferragosto celebrado el domingo 15 de agosto. Como consecuencia de esta caída, la demanda en Italia se rebajó en un 5,9%.

Por otro lado, el aumento de las temperaturas fue el factor más influyente en los ascensos de la demanda en los mercados de Gran Bretaña, Francia y Bélgica que estuvieron entre el 1,0% y el 4,0%. En cuanto al resto de mercados, en Alemania y Portugal hubo caídas inferiores al 1,0%.

Las previsiones de demanda de AleaSoft apuntan a que la misma caerá en los mercados de la península ibérica y de Francia, a la par con la bajada de las temperaturas en la mayoría de los mercados de Europa.

Mercados eléctricos europeos
Durante la semana del 9 de agosto los precios promedio de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft subieron respecto a los de la semana anterior. El mayor aumento se registró en el mercado EPEX SPOT de Francia, el cual fue del 39%, seguido por el aumento del mercado EPEX SPOT de Bélgica, del 33%. El mercado donde menos subieron los precios fue el mercado N2EX de Reino Unido, con un incremento del 2,8%. En el resto de los mercados, los precios se incrementaron entre el 9,1% del mercado IPEX de Italia y el 22% del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En el mercado MIBEL de España y Portugal la semana del 9 de agosto de 2021 fue histórica. Durante los cinco días laborables de la semana se rompió de forma consecutiva en cada uno de ellos el récord de precio promedio diario de toda la historia del mercado. Finalmente el récord actual quedó fijado el viernes 13 de agosto en 117,29 €/MWh. Los dos días del fin de semana también representaron récords. Con precios de 114,63 €/MWh y 110,02 €/MWh, el sábado 14 y domingo 15 de agosto respectivamente fueron el sábado y domingo de mayor precio en la historia del mercado MIBEL.

Aunque el mercado con los récords más relevantes fue el ibérico, otros mercados de Europa también marcaron máximos de los últimos años en la semana del 9 de agosto. El mercado IPEX italiano registró un precio de 124,55 €/MWh el viernes 13 de agosto, que constituye el precio más alto de los últimos seis años en ese mercado. Por otra parte, el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos registró un precio de 106,56 €/MWh el jueves 12, marcando así su máximo de al menos la última década.

Las causas fundamentales del aumento de los precios de los mercados eléctricos siguen siendo los altos precios del gas y CO2, a lo que se unió la ola de calor que afectó al sur de Europa, que hizo aumentar la demanda en algunos países, y el descenso generalizado de la producción eólica.

Durante la segunda semana de agosto, los precios de los mercados europeos se dividieron en tres grupos fundamentales. En el conjunto de mercados con mayor precio estuvieron los mercados N2EX, IPEX y MIBEL. En el grupo de mercados con precios en la franja media se encontraron los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países bajos. Finalmente el grupo de mercados de menor precio estuvo conformado exclusivamente por el mercado Nord Pool, cuyos precios son habitualmente muy inferiores al del resto de mercados europeos.

En medio del escenario de altos precios en todos los mercados europeos, si se analiza el precio horario, a las 3 y las 4 de la mañana del lunes 16 de agosto en el mercado EPEX SPOT de Francia se produjeron precios negativos. El sábado 14 de agosto, en el mercado EPEX SPOT de Bélgica ocurrió lo mismo a la 1 de la tarde, y a las 2 de la tarde de ese mismo día en el mercado EPEX SPOT de Alemania el precio fue nulo. Estos precios horarios en Bélgica y Alemania estuvieron propiciados en gran parte por una alta producción renovable, tanto eólica como fotovoltaica. Mientras tanto, en el caso de Francia, las horas con precio negativo se corresponden con un incremento de la producción eólica.

Para la semana del 16 de agosto, de acuerdo con las previsiones de precios de AleaSoft, se espera que los precios se reduzcan fundamentalmente en los mercados francés e ibérico, aunque también el mercado belga debe registrar bajadas. En el resto de mercados las variaciones respecto a la semana del 9 de agosto serán menos notables y en algunos casos pueden verse incrementos.

Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre volvieron a registrar un aumento generalizado en todos los mercados analizados en AleaSoft. El mayor incremento porcentual fue de un 9,5% y se registró en el mercado NASDAQ de los países nórdicos. Se destacaron también los aumentos en el mercado EEX de España y el mercado OMIP de España y Portugal, así como en el mercado ICE de los países nórdicos, que fueron superiores al 7,1%. En el resto de los mercados los incrementos estuvieron entre el 1,6% y el 4,9%.

Los futuros de electricidad para el año 2022 también aumentaron de forma generalizada. En este caso el mayor aumento en los precios se registró en los mercados EEX de España y OMIP de España y Portugal y estuvo entre el 8,3% y el 8,4%. En el resto de los mercados el aumento fue de entre un 2,1% y un 4,8%.

Brent, combustibles y CO2
El 9 de agosto, los futuros de petróleo Brent para el mes de octubre de 2021 en el mercado ICE registraron un precio de cierre de 69,04 $/bbl. Este precio fue un 5,3% menor que el del lunes anterior. En general durante el resto de la semana los precios se recuperaron aunque terminaron cerrando en 70,59 $/bbl en la sesión del viernes 13 de agosto, que es una cifra un 0,2% inferior a la del viernes 6 de agosto.

Como ya venía sucediendo, estas bajadas del precio del petróleo se deben en su mayor parte a las preocupaciones por la implantación de restricciones de movimiento ante la propagación de la variante delta del coronavirus, fundamentalmente en China, que es uno de los principales consumidores y el mayor importador.

Respecto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2021, el lunes 9 de agosto alcanzaron un precio de cierre de 42,79 €/MWh. Este precio fue un 1,5% superior al del lunes anterior. En las sesiones del martes y el miércoles los precios continuaron subiendo, para luego bajar el jueves y el viernes, cerrando finalmente el 13 de agosto en 44,63 €/MWh. El valor máximo de la semana, alcanzado el miércoles 11 de agosto fue de 45,99 €/MWh y constituye el nuevo récord de precio más alto registrado en la negociación del futuro del mes siguiente al menos desde octubre de 2013.

La bajada de los precios del gas del jueves y el viernes puede estar relacionada con el cierre de posiciones de los participantes del mercado. Sin embargo, todavía la tendencia del mercado se considera alcista debido a que la oferta sigue sin ser suficiente para cubrir la demanda.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, el lunes 9 de agosto alcanzaron un precio de cierre de 56,62 €/t. Este precio fue un 4,0% mayor al del lunes anterior. En las dos sesiones posteriores los precios continuaron subiendo, llegando a estar el miércoles solamente 0,10 €/t por debajo del máximo del 5 de julio. A partir de ahí comenzaron a bajar y el viernes 13 de agosto el precio de cierre de la última sesión de la semana fue de 55,38 €/t.

Los precios del carbón API 2 para septiembre de 2021 se situaron en 142,45 $/t el lunes 9 de agosto, precio que representa un incremento del 4,4% respecto al lunes 2 de agosto. Los siguientes días de la semana los precios continuaron subiendo y alcanzaron su máximo el jueves 12 con un precio de 149,45 $/t que representa el récord de precio más alto para el siguiente mes desde octubre de 2008.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
En AleaSoft se está realizando una promoción especial de las previsiones de precios de los mercados eléctricos europeos de corto y medio plazo. Estas previsiones son una referencia necesaria a la hora de preparar las ofertas de compraventa en los mercados spot y de futuros de electricidad, especialmente en el contexto actual de precios altos en los mercados de energía.

El próximo 7 de octubre, dos ponentes de Deloitte, Pablo Castillo Lekuona, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch, Partner of Financial Advisory, acompañarán nuevamente a Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft, en el webinar que se realizará justo un año después del realizado con los mismos ponentes en octubre de 2020 y que estará moderado por Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft. Entre los temas a analizar estarán la evolución de los mercados de energía en el período comprendido entre los dos webinars y las perspectivas en el medio y largo plazo, la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/subidas-precios-maximos-historicos-mercados-energia-europeos-hasta-mitad-agosto/

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AleaSoft: Incremento generalizado de los precios de los mercados europeos por la demanda, el gas y el CO2

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Los precios de todos los mercados eléctricos europeos subieron en la última semana de agosto por el aumento de la demanda y de los precios del gas y el CO2. El descenso de la producción solar en gran parte de los mercados fue otro factor que favoreció el aumento de los precios. Sin embargo, la producción eólica se incrementó en todos los mercados excepto en el español. En la primera semana de septiembre se espera que los precios de los mercados continúen con esta tendencia creciente

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar durante la semana que comenzó el lunes 24 de agosto disminuyó en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft. En el mercado alemán descendió un 21%, en el francés un 10% y en el italiano un 6,6%. En la península ibérica la producción con esta tecnología fue similar a la de la semana anterior.

Durante los primeros 30 días de agosto, la producción solar fue más alta en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con los mismos días de agosto de 2019. Los mayores incrementos se registraron en los mercados de España y Portugal, del 41% y 26% respectivamente. En el resto de los mercados el aumento de la producción estuvo entre el 4,8% y el 8,1%.

Para la semana del lunes 31 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft indican que se producirá una disminución en España e Italia, mientras que se espera un incremento en el mercado alemán.

La última semana de agosto concluyó con una producción eólica más alta en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con la semana anterior. El mayor incremento en la producción fue de un 61% en el mercado italiano, mientras que en el mercado alemán la producción aumentó un 45%. En los mercados de Portugal y Francia la producción se incrementó un 29% y un 19% respectivamente. La excepción fue el mercado español, donde se registró un descenso de un 2,3%.

Entre el 1 y el 30 de agosto, la producción eólica aumentó un 42% en el mercado italiano en comparación con agosto de 2019. En el resto de los mercados, la producción aumento entre el 26% del mercado español y el 3,8% del mercado portugués.

Para la esta primera semana de septiembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft indican un reducción de la producción en todos los mercados analizados.

Demanda eléctrica
Durante la última semana de agosto, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los mercados europeos respecto a la tercera semana del mes. Los incrementos estuvieron entre el 2,4% de Francia y Gran Bretaña y el 11% de Italia. Este aumento en la demanda se produjo fundamentalmente por la reactivación de la actividad laboral tras el período vacacional y a pesar del descenso de las temperaturas durante el fin de semana en toda Europa. En el caso de España la llegada de una masa de aire polar hizo descender las temperaturas en algunas regiones hasta 10 °C por debajo de lo normal para un agosto en esas zonas. Por otra parte, en los mercados de Alemania, Bélgica y Países Bajos la demanda disminuyó entre un 0,4% y un 2,7%. En estos mercados se registraron los mayores descensos de temperaturas respecto a la semana anterior, con diferencias superiores a los 4 °C.

El análisis de la evolución de la demanda y otras variables de los mercados eléctricos europeos durante las últimas semanas se puede realizar a través de los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft.

Las previsiones de demanda AleaSoft para la primera semana de septiembre indican una disminución de la demanda en la mayoría de los mercados debido a que las temperaturas continuarán siendo menos cálidas en Europa durante este período. Las excepciones serán Portugal, Bélgica y Países Bajos, donde se prevé que la demanda sea similar a la de la última semana de agosto.

Mercados eléctricos europeos
Durante la semana del 24 de agosto, los precios fueron superiores a los de la semana anterior en todos los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado con la mayor subida de precios, del 62%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Francia, con un incremento del 21%. El mercado donde los precios subieron menos, un 9,7%, fue el mercado IPEX de Italia. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 11% del mercado MIBEL de Portugal y el 17% del mercado N2EX de Gran Bretaña.

En la última semana de agosto, el mercado eléctrico europeo con el precio promedio más bajo, de 16,11 €/MWh, fue el mercado Nord Pool. El resto de los mercados analizados tuvieron promedios semanales superiores a los 36 €/MWh. Los mercados de Gran Bretaña, Italia y Francia alcanzaron los valores más elevados, de 46,04 €/MWh, 44,24 €/MWh y 41,04 €/MWh respectivamente.

En cuanto a los precios diarios, durante la semana del 24 de agosto, la mayoría de los mercados europeos superaron los 40 €/MWh algún día y, en general, se mantuvieron por encima de los 30 €/MWh. Sin embargo, el mercado Nord Pool, aunque mantuvo una tendencia alcista durante toda la semana, se mantuvo por debajo de 20 €/MWh, siendo el precio más bajo, de 12,76 €/MWh, el del lunes 24 de agosto. Además, el miércoles 26 de agosto, el precio en el mercado alemán también fue inferior a 20 €/MWh. Ese día, los precios de los Países Bajos y Bélgica fueron inferiores a 30 €/MWh.

En cambio, los precios diarios más elevados se alcanzaron el jueves 27 de agosto. Ese día los precios superaron los 50 €/MWh en los mercados de Gran Bretaña, Francia, Bélgica e Italia. El precio más alto fue el del mercado N2EX, de 61,84 €/MWh. En ese mercado también se habían superado los 50 €/MWh el día 24 de agosto.

Por lo que respecta a los precios horarios, los más elevados fueron los del mercado británico. El precio horario máximo de la cuarta semana de agosto, de 110,64 €/MWh, se alcanzó en la hora 19 del jueves 27 de agosto. Por otra parte, el precio mínimo de la semana, de ‑3,82 €/MWh, correspondió a la hora 16 del día 26 de agosto en el mercado alemán.

El incremento de la demanda en la mayoría de los mercados, el descenso de la producción solar en gran parte de Europa y la recuperación de los precios del gas y del CO2 favorecieron los aumentos de precios de los mercados eléctricos europeos de la semana del 24 de agosto.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que la semana del 31 de agosto los precios mantendrán la tendencia al alza en la mayoría de los mercados europeos. El descenso generalizado de la producción eólica favorecerá este comportamiento.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 24 de agosto, los precios de los mercados de futuros de electricidad europeos registraron una subida generalizada para el producto del cuarto trimestre de 2020. Los mercados EEX e ICE de Gran Bretaña registraron variaciones del 9,8% y 9,6% respectivamente, siendo estos los que menores incrementos tuvieron entre los mercados analizados en AleaSoft. El resto de mercados registraron subidas de más del 10% respecto a los precios de cierre de la sesión del 21 de agosto. El mercado ICE de los países nórdicos fue el de mayor variación, en torno al 22%, seguido por el mercado NASDAQ de la misma región.

En cuanto a los futuros de electricidad para el producto del próximo año 2021, ocurrió un comportamiento similar. En este caso, el mercado EEX de España fue el de menor cambio en los precios, con un 5,9% de incremento. Los mercados OMIP de España y Portugal fueron el segundo y tercero con la menor variación, del 6,2% y 6,1% respectivamente. En este producto los mercados ICE y NASDAQ de los países nórdicos fueron los de mayor incremento, del 13%.

La notable subida que registraron los precios de los futuros de electricidad está asociada en gran parte, al incremento en los precios de los futuros de algunos combustibles, fundamentalmente el del carbón, además del aumento en los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de octubre de 2020 en el mercado ICE iniciaron la semana del 24 agosto con una recuperación del 1,8% respecto al precio de la sesión del viernes 21 de agosto, alcanzando un precio de cierre de 45,13 $/bbl. El resto de la semana los precios se mantuvieron estables con valores ligeramente superiores a los 45 $/bbl. El precio de cierre máximo de la semana, de 45,86 $/bbl, se registró el martes 25 de agosto. Este precio es el más elevado desde principios de marzo.

Durante la cuarta semana de agosto, los temores a un descenso de la demanda debido al incremento de casos de COVID‑19 se vieron compensados por el descenso de la producción en América debido a los huracanes Marco y Laura. Sin embargo, con la mejora de las condiciones meteorológicas, la recuperación de los niveles de producción podría ejercer una influencia a la baja en los precios de los futuros de petróleo Brent.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, la última semana de agosto se mantuvieron por encima de los 8 €/MWh. El precio de cierre máximo de la semana, de 9,15 €/MWh, se alcanzó el miércoles 26 de agosto. Este valor fue un 9,5% superior al del miércoles anterior, 19 de agosto. Además, el miércoles 26 de agosto fue la primera vez que se superaron los 9 €/MWh desde el día 19 de marzo, cuando también hubo un precio de cierre de 9,15 €/MWh.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, la semana del 24 de agosto los precios siguieron una tendencia ascendente, con la excepción del viernes 28 de agosto, cuando el precio retrocedió un 1,4%. El fin de semana del 29 y el 30 de agosto se alcanzó el precio índice máximo de la semana, de 9,63 €/MWh. Este precio es el más elevado desde la segunda mitad de febrero.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de septiembre de 2020, la cuarta semana de agosto, registraron una tendencia ascendente, recuperándose de los descensos de la semana del 17 de agosto. El viernes 28 de agosto se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 52,20 $/t, el cual fue un 9,9% superior al del viernes anterior, 21 de agosto. Además, no se registraban precios de cierre superiores a 52 $/t desde la primera semana de agosto.

En cuanto a los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, durante la cuarta semana de agosto, tuvieron un comportamiento, en general, ascendente. El viernes 28 de agosto se alcanzó el precio de cierre máximo de la semana, de 29,52 €/t. Este precio fue un 15% superior al del viernes 21 de agosto y el más elevado desde la primera quincena de julio. Las noticias del viernes 28 de agosto sobre la ampliación de las paradas nucleares de mantenimiento en Francia contribuyeron al incremento en los precios de los derechos de emisión de CO2 y del gas.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
La pandemia de la COVID‑19 ha generado mucha incertidumbre en todos los ámbitos: personal, económico y, obviamente, también en los mercados de energía. La llegada de septiembre y la vuelta a los colegios de forma presencial, la cercanía del otoño, donde el coronavirus coexistirá con otros virus como el de la gripe, el hecho de que en verano, con temperaturas altas y con los colegios cerrados, se hayan producido rebrotes, no hacen más que fortalecer dicha incertidumbre. Las previsiones de AleaSoft ayudan a navegar en estos tiempos de incertidumbre. Dichas previsiones se van actualizando periódicamente teniendo en cuenta los escenarios de recuperación de la crisis económica que ha generado la pandemia.

Para aportar información a todos los agentes del sector de la energía, en AleaSoft se está organizado la serie de webinars “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica”, donde se analizará la evolución de los mercados y la financiación de los proyectos de energías renovables durante la coronacrisis, así como las perspectivas en la situación de incertidumbre actual. Otro tema que se abordará es la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. Esta serie de webinars está dividida en dos partes, que se realizarán los días 17 de septiembre y 29 de octubre, y contará con ponentes de Deloitte, Engie, Banco Sabadell y AleaSoft.

Además de los webinars, los observatorios son una herramienta que permite analizar la evolución de los principales mercados eléctricos europeos, de combustibles y CO2 y que es muy útil para conocer el comportamiento de las principales variables en estos tiempos de incertidumbre. Los observatorios incluyen información actualizada diariamente que se visualiza mediante gráficos comparativos de las últimas semanas.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/incremento-generalizado-precios-mercados-electricos-europeos-demanda-gas-c02/

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La 4ª semana de noviembre marcó un récord de precio semanal en los mercados eléctricos europeos

ROIPRESS / EUROPA / ELECTRICIDAD - AleaSoft Energy Forecasting, 29 de noviembre de 2021. Los precios de todos los mercados eléctricos europeos subieron en la cuarta semana de noviembre y el promedio semanal, superior a 200 €/MWh en la mayoría, fue el más alto de la historia en casi todos los mercados. 

Son varios los factores que propiciaron las subidas, a pesar de que la producción eólica aumentó en la mayoría de mercados: aumento de la demanda por la caída de las temperaturas, menor aporte nuclear en algunos países y los altos precios del gas y el CO2, este último registrando récords.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

En la cuarta semana de noviembre la producción solar aumentó un 43% en el mercado alemán respecto a la semana anterior. Por el contrario, en el resto de los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting la generación con esta tecnología descendió en el mismo período. En el mercado ibérico la producción bajó un 22%, mientras que en los mercados de Francia e Italia los descensos fueron del 16% y 8,4% respectivamente.

Para la semana del 29 de noviembre, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una recuperación en los mercados de España e Italia respecto a la semana precedente. Sin embargo, se prevé una menor producción con esta tecnología en el mercado alemán.

Durante la semana del 22 de noviembre la producción eólica aumentó en la mayoría de los mercados europeos analizados respecto a la tercera semana de noviembre. En el mercado francés se registró un notable incremento del 240%, seguido por el incremento del 79% del mercado italiano y del 31% del mercado ibérico, en el cual el domingo 27 de noviembre se registró la mayor producción eólica en España desde finales de enero de este año. La excepción fue el mercado alemán, donde la producción eólica bajó un 31% en el mismo período.

Para la semana del 29 de noviembre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la generación con esta tecnología en los mercados de Alemania e Italia, mientras que para el resto de mercados se prevé que la producción eólica será inferior a la registrada durante la semana anterior.

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Demanda eléctrica

La demanda eléctrica se incrementó de forma generalizada en los mercados eléctricos europeos durante la semana del 22 de noviembre respecto a la semana precedente. El factor principal de la subida fue la caída de las temperaturas medias en la mayoría de mercados, las cuales descendieron más de 3,5 °C en los mercados de Gran Bretaña, Países Bajos, Alemania y Bélgica. Los aumentos más significativos de la demanda se registraron en Francia y Gran Bretaña, con valores del 9,4% y 9,1%, respectivamente. Detrás en esta lista de subidas estuvieron los mercados de Portugal, Países Bajos y España, donde la demanda ascendió 6,4%, 4,7% y 4,5%, respectivamente. En el resto de mercados los incrementos fueron inferiores al 4,0%.

Para la semana del 29 de noviembre, se espera que la demanda continué incrementándose en la mayoría de los mercados eléctricos de Europa, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting.

Mercados eléctricos europeos

En la semana del 22 de noviembre los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting aumentaron respecto a la semana anterior. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, del 122%, seguida por la del mercado EPEX SPOT de Alemania, del 35%. En cambio, los menores aumentos de precios fueron los del mercado MIBEL de España y Portugal, del 5,2% y el 5,3% respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 5,5% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 12% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y Francia.

En la cuarta semana de noviembre casi todos los mercados analizados alcanzaron precios promedio semanales superiores a 200 €/MWh. La excepción fue el mercado Nord Pool, que tuvo el menor promedio, de 122,93 €/MWh. Por otra parte, el precio promedio semanal más elevado, de 259,93 €/MWh, fue el del mercado EPEX SPOT de Francia. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 209,66 €/MWh del mercado de los Países Bajos y los 256,29 €/MWh del mercado IPEX de Italia. Estos promedios semanales fueron récords históricos en todos los mercados, excepto en el mercado N2EX del Reino Unido. En este mercado, el precio de la semana del 22 de noviembre fue el segundo más elevado, después del máximo de la semana del 13 de septiembre, de 267,87 £/MWh.

Durante la semana del 22 de noviembre el incremento generalizado de la demanda debido a las bajas temperaturas favoreció el aumento de los precios, pese al incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados. Por otra parte, los niveles de producción nuclear en países como Francia y España fueron inferiores a los habituales, ya que varias centrales estuvieron paradas por trabajos de mantenimiento y recarga de combustible. Esto unido a la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 que también contribuyeron al aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. 

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 29 de noviembre los precios podrían continuar aumentando en la mayoría de los mercados europeos. Pero, en el caso de Alemania e Italia, los precios podrían descender favorecidos por el incremento de la producción eólica en estos mercados.

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AleaSoft: En busca de oportunidades para las renovables en mercados internacionales

/COMUNICAE/

El crecimiento de las energías renovables en España para conseguir los objetivos de capacidad renovable marcados en el PNIEC para 2030 está haciendo crecer la industria y las empresas de energías renovables en el país. Los expertos de EY que participaron en el webinar de AleaSoft analizaron las oportunidades de estas empresas en mercados internacionales con los objetivos de diversificar la inversión y obtener mayores rentabilidades

Las oportunidades de las empresas de renovables españolas en otros mercados fue uno de los temas tratados el pasado 18 de marzo en la primera parte del webinar “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Primavera 2021” organizado por AleaSoft con la participación de ponentes de EY. Además de repasar la evolución de los mercados de energía en Europa en los últimos meses, también se analizaron y debatieron otros temas como las condiciones de financiación de proyectos renovables bajo distintos esquemas retributivos y cómo España se ha convertido en el paraíso de los PPA en Europa.

Las oportunidades de las renovables en mercados internacionales
Cada vez es más notorio que desarrolladores, grandes empresas eléctricas y energéticas están invirtiendo de manera significativa en energías renovables. Estas empresas buscan formas de expandir sus inversiones en otros mercados con el objetivo de diversificar la inversión y obtener mayores rentabilidades.

Tradicionalmente, la tendencia general en cuanto a inversiones en mercados internacionales era buscar proyectos operativos en otros mercados. Pero cada vez más, el objetivo de las inversiones está girando hacia proyectos listos para construir o proyectos por desarrollar, con la intención de obtener mayores rentabilidades.

La primera fase observada en esta internacionalización fue hacia países del entorno, como Portugal, Italia o Francia, mercados relativamente conocidos y con un riesgo bajo. Pero también ha aumentado el interés por países de Europa del Este como Polonia, los países bálticos o los Balcanes, donde se pueden conseguir mayores rentabilidades.

También se encuentran empresas europeas invirtiendo en Norteamérica. Según los expertos, se espera que el interés en los mercados de Estados Unidos crezca. Es un mercado que cada vez ofrece más oportunidades, y más después de los anuncios de los paquetes de estímulos económicos del gobierno del presidente Biden.

Regiones emergentes
Si se buscan mercados con mayores rentabilidades, éstos se pueden encontrar en las regiones de Latinoamérica y la región Asia Pacífico. Son mercados menos saturados de proyectos, con menos competidores y con muchas oportunidades. Obviamente, mayores rentabilidades también conllevan mayores riesgos, tanto económicos, de inflación o incluso políticos.

Finalmente, en el continente africano se encuentran oportunidades para aquellas empresas que se puedan exponer a rentabilidades aún mayores, pero a cambio de mayores riesgos también.

Visión de futuro para mercados internacionales
Para explorar las posibilidades de inversión en nuevos mercados es imprescindible disponer de una visión sobre el futuro de estos mercados. Las previsiones de precios de largo plazo proveen esta visión necesaria.

Los informes de largo plazo de AleaSoft están disponibles para todos los mercados europeos y para mercados de Latinoamérica, Estados Unidos, Europa del Este y Asia. Los informes incluyen previsiones de precios horarios hasta 30 años que permiten estimar el precio capturado para una determinada tecnología o un proyecto en concreto. Las bandas de confianza en las previsiones de precios proveen una métrica probabilista que permite un análisis cuantitativo de riesgos, un input necesario para los modelos financieros y de gestión de riesgo.

Perspectivas de los mercados de energía en Europa
La segunda parte de este webinar tendrá lugar el próximo 15 de abril y contará con la participación de Axpo. Además de analizar la evolución de los mercados de energía, se tratarán y analizarán otros temas como los nuevos actores en los mercados financieros para absorber la demanda de financiación dada la avalancha de potencia instalada prevista, la toma de posiciones frente al cambio climático de los grandes stakeholders a nivel mundial y los corporate PPA como soluciones para la industria y para las renovables.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/ey-oportunidades-internacionales-energias-renovables/

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AleaSoft: Los precios de los mercados europeos vuelven a recuperarse por las renovables y las temperaturas

/COMUNICAE/

En la tercera semana de septiembre se producirá un aumento generalizado de los precios de los mercados eléctricos europeos, que retoman de esta forma la senda de recuperación que se había frenado momentáneamente durante los primeros días de la segunda semana de septiembre. En algunos mercados se esperan caídas de la producción eólica y solar, así como un aumento de las temperaturas durante los primeros días de la semana. Además, los precios del CO2 continúan altos

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar retrocedió en la mayoría de los mercados de Europa durante la semana del 7 de septiembre respecto a la semana anterior. Continuaron los descensos en Portugal, España e Italia y se unió la caída de Francia. En los casos de los dos primeros, las diferencias fueron más notables que las del análisis anterior de AleaSoft, al descender un 11% y un 8,8% respectivamente. Los dos últimos registraron retrocesos del 3,3% en Italia y del 3,6% en Francia. Por otra parte, en Alemania la producción solar aumentó un 25%, manteniendo la recuperación que comenzó dos semanas atrás.

Del 1 al 13 de septiembre la producción solar de España peninsular registró un incremento del 65% en términos interanuales. En Alemania el ascenso fue del 22%, mientras que en el resto de mercados analizados los aumentos estuvieron entre el 14% y el 20%.

En la semana del 14 de septiembre, se espera que la producción solar disminuya en España y que aumente en Alemania e Italia, según las previsiones de energía solar de AleaSoft.

Por el contrario, la producción eólica vio aumentos en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la segunda semana de septiembre respecto a la semana del 31 de agosto. En Portugal, Alemania y España se registraron las variaciones más notables, con incrementos del 36%, 27% y 9,7% respectivamente. En el caso del mercado italiano el aumento fue del 1,7%. Por otro lado, en Francia hubo una caída del 26%.

El panorama de la producción eólica fue diferente en la comparación de los primeros 13 días de septiembre de 2020 respecto al mismo período de 2019, pues hubo disminuciones en todos los mercados analizados. En la península ibérica, Francia e Italia las caídas fueron más pronunciadas que en Alemania, con descensos del 34%, 31%, 30% y 9% respectivamente.

En AleaSoft se espera que, en la semana del 14 de septiembre, la producción eólica se recupere en Francia y España y que disminuya en el resto de mercados analizados.

Demanda eléctrica
La demanda eléctrica se comportó al alza en la mayoría de los mercados europeos durante la segunda semana de septiembre. La excepción fue el mercado de Alemania, donde la demanda disminuyó un 0,2% con respecto a la de la semana del 31 de agosto. Por otra parte, los mayores incrementos se registraron en el mercado italiano, del 5,0%, y en el mercado portugués, del 4,6%. En el resto de los mercados la demanda aumentó entre el 0,1% y el 1,4%. Las temperaturas medias durante la semana del 7 de septiembre aumentaron en todo el continente entre los 0,5 °C y los 2 °C en comparación con la semana anterior.

En los observatorios de mercados eléctricos de AleaSoft, que cuentan con visualizaciones de datos horarios, diarios y semanales, se puede analizar el comportamiento de la demanda durante las últimas tres semanas.

Para la semana del 14 de septiembre, las previsiones de demanda de AleaSoft indican que la demanda se comportará de manera dispar con respecto a la segunda semana de septiembre. Se prevé que aumente en los mercados de Francia, España y Países Bajos, mientras que en el resto de los mercados se espera que disminuya.

Mercados eléctricos europeos
La semana del 7 de septiembre, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos descendieron. Sin embargo, en el mercado EPEX SPOT de Francia, el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado IPEX de Italia hubo incrementos del 1,3%, 1,9%, 2,0% y 4,3% respectivamente. Por otra parte, el mercado con la mayor bajada de precios, del 25%, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguido por el mercado EPEX SPOT de Alemania, con un descenso del 12%. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 4,8% del mercado belga y el 8,8% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.

La segunda semana de septiembre, la mayoría de los mercados eléctricos alcanzaron promedios semanales superiores a los 40 €/MWh. El más elevado, de 48,00 €/MWh, fue el del mercado italiano. En cambio, el mercado Nord Pool y el mercado EPEX SPOT de Alemania y de los Países Bajos tuvieron precios promedio de 16,94 €/MWh, 37,85 €/MWh y 39,22 €/MWh respectivamente. El resto de los mercados tuvieron precios promedio entre los 41,76 €/MWh del mercado belga y los 45,69 €/MWh del mercado francés.

Durante la semana del 7 de septiembre, se alcanzaron precios diarios superiores a 50 €/MWh en los mercados de Francia e Italia. El precio diario más elevado de la semana, de 56,83 €/MWh, fue el del viernes 11 de septiembre en el mercado italiano. Por otra parte, el precio más bajo, de 10,84 €/MWh, se alcanzó el domingo 13 de septiembre en el mercado Nord Pool. Ese día también hubo precios inferiores a 30 €/MWh en los mercados de Alemania, Países Bajos y Bélgica, con valores de 20,19 €/MWh, 25,48 €/MWh y 28,31 €/MWh respectivamente.

Durante la segunda semana de septiembre, los precios de los mercados europeos estuvieron poco acoplados. Pero la tercera semana de septiembre, comenzó con un mayor acoplamiento entre la mayoría de los mercados, cuyos precios superaron los 50 €/MWh el lunes 14 de septiembre. Las excepciones fueron el mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado Nord Pool, que tuvieron precios inferiores.

En cuanto a los precios horarios, los días 12 y 13 de septiembre se alcanzaron precios horarios negativos en el mercado alemán. El precio horario más bajo, de ‑58,80 €/MWh, fue el de la hora 14 del domingo 13 de septiembre. Este es el precio horario más bajo del mercado alemán desde principios de julio.

La segunda semana de septiembre, el aumento de la producción eólica y solar permitió que los precios descendieran en algunos mercados, como el alemán. Sin embargo, en Francia, España, Portugal e Italia, el aumento de la demanda y el descenso de la producción solar favoreció el incremento de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que en la semana del 14 de septiembre se producirá un incremento generalizado de los precios en los mercados eléctricos europeos analizados, influenciado por una menor producción renovable en la mayoría de los mercados y en algunos casos por el aumento de las temperaturas durante los primeros días de la semana, que favorecerá el incremento de la demanda eléctrica. Además, los precios del CO2 están por encima de 28 €/MWh, lo cual también ayuda a la subida de los precios.

Futuros de electricidad
Durante la semana del 7 de septiembre los precios de los futuros de electricidad para el próximo trimestre en la mayoría de los principales mercados de futuros de electricidad europeos registraron descensos respecto al cierre de la semana del 31 de agosto. La excepción fueron los mercados de los países nórdicos, donde tanto el mercado ICE como el mercado NASDAQ registraron incrementos del 0,7% y 1,2% respectivamente. En el resto de mercados las bajadas estuvieron entre el 1,2% del mercado EEX de Gran Bretaña y el 6,3% del mercado EEX de Italia, seguido de cerca por el mercado ICE de Bélgica con una bajada del 6,2%.

Respecto a los futuros de electricidad para el año 2021, el comportamiento fue a la baja en todos los mercados analizados. El mercado EEX de Gran Bretaña fue el de menor variación entre los cierres de las dos semanas, con una reducción del 0,4%. En el otro extremo, el mercado EEX de Italia fue el de mayor descenso. El precio de cierre de la sesión del 11 de septiembre registró una reducción del 3,1% respecto al precio de cierre de la sesión del 4 de septiembre. El mercado ICE de los Países Bajos fue el segundo con la mayor variación, del ‑3,0%.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de noviembre de 2020 en el mercado ICE iniciaron la semana del 7 de septiembre con descensos. El más pronunciado, del 5,3%, fue el del martes 8 de septiembre. Ese día se alcanzó un precio de cierre de 39,78 $/bbl, un 13% inferior al del mismo día de la semana anterior y el más bajo desde la primera mitad de junio. Sin embargo, el miércoles 9 de septiembre, hubo una recuperación del 2,5% y el precio de cierre volvió a superar los 40 $/bbl. Pero los precios volvieron a descender y el viernes 11 de septiembre cerró en 39,83 $/bbl, un 6,6% inferior al del viernes anterior.

En los próximos días los recortes de producción en el golfo de México debidos a la tormenta tropical Sally podrían favorecer la recuperación de los precios. Sin embargo, el avance de la pandemia y sus efectos sobre la demanda siguen causando preocupación.

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, la segunda semana de septiembre tuvieron una tendencia descendente. El precio de cierre mínimo de la semana, de 10,50 €/MWh, se alcanzó el viernes 11 de septiembre. Este valor es un 10% inferior al del viernes anterior, 4 de septiembre.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el lunes 7 de septiembre se alcanzó un precio índice de 11,58 €/MWh. Este precio índice es el más elevado desde la primera quincena de enero. Sin embargo, a partir del martes los precios empezaron a descender hasta alcanzar un precio índice de 10,19 €/MWh los días 12 y 13 de septiembre.

Por otra parte, los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de octubre de 2020, durante la segunda semana de septiembre, se recuperaron de los descensos de la semana anterior. El viernes 11 de septiembre se alcanzó un precio de cierre de 53,30 $/t, un 1,9% superior al del viernes anterior.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, el martes 8 de septiembre alcanzaron un precio de cierre de 26,79 €/t, el más bajo desde la cuarta semana de agosto. Pero los últimos días de la segunda semana septiembre los precios volvieron a superar los 28 €/t. El precio de cierre máximo de la semana, de 28,43 €/t, se registró el jueves 10 de septiembre.

Análisis de AleaSoft de la recuperación de los mercados de energía a la salida de la crisis económica
El próximo jueves 17 de septiembre se llevará a cabo la primera parte del webinar “Los mercados de energía en la salida de la crisis económica” organizado en AleaSoft. Después de superada la peor parte de la pandemia, no se esperaba que se produjeran rebrotes importantes de la enfermedad hasta la llegada del otoño. Sin embargo, desde la segunda mitad de julio las infecciones de COVID‑19 comenzaron a aumentar en España y en el resto del continente europeo. En el webinar se analizará si se han producido afectaciones en la demanda, los mercados eléctricos europeos y los mercados de combustibles y de CO2 debido a este incremento del número de infectados. También se hablará sobre la financiación de los proyectos de energías renovables y sobre si estos se han visto afectados por los rebrotes de la enfermedad y en general por la crisis del coronavirus. El análisis de los mercados de energía y de la financiación de proyectos renovables también pondrá el foco en las perspectivas en el medio y largo plazo, teniendo en cuenta la incertidumbre sobre la salida de la crisis económica, en medio del contexto actual en que el regreso a las escuelas de forma presencial y la cercanía del otoño hace temer que sigan aumentando los rebrotes. Otro tema que se comentará en el encuentro es la importancia de las previsiones de precios de los mercados eléctricos en la valoración de carteras y en las auditorías. En el webinar se contará con ponentes de Engie, Banco Sabadell y AleaSoft. A finales de octubre, el día 29, se realizará una segunda parte en la que se seguirá profundizando en estos temas con ponentes de Deloitte y AleaSoft.

Las previsiones de precios de mercados eléctricos europeos a medio y largo plazo de AleaSoft se actualizan periódicamente y tienen en cuenta los escenarios de recuperación de la coronacrisis, así como las perspectivas ante el posible aumento de los rebrotes.

En los observatorios de mercados de AleaSoft se puede hacer un seguimiento de los mercados de energía durante las últimas semanas, lo que permite analizar si los mismos se han visto afectados por el aumento de infectados por la COVID‑19. Los observatorios incluyen gráficos comparativos con las principales variables de los mercados eléctricos europeos, de gas, de petróleo y de CO2, cuyos datos se actualizan diariamente.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/precios-mercados-electricos-europeos-retoman-senda-recuperacion-renovables-temperaturas/

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AleaSoft: En mayo los precios de los mercados subieron respecto a abril pero bajaron de forma interanual

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En el mes de mayo los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos fueron superiores a los de abril. Sin embargo, todos bajaron respecto a mayo de 2019. Un comportamiento similar tuvo la demanda eléctrica, con subidas respecto a abril en gran parte de los mercados por al avance de la desescalada, pero menor que el mismo mes del año pasado. Los precios del gas estuvieron en mínimos durante todo el mes. El conjunto de la producción eólica y solar subió respecto a abril y de forma interanual

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
El conjunto de las producciones renovables eólica y solar aumentó el pasado mes de mayo su aporte en el mix energético en algunos mercados de Europa respecto a mayo de 2019, debido principalmente al crecimiento en la producción solar. En Francia e Italia la producción renovable con estas tecnologías cubrió una mayor parte de la demanda que en mayo de 2019, esta vez ocupando un 14% y 18% respectivamente. Alemania y Francia registraron segmentos superiores al 30%, mientras que en España se alcanzó un 22%.

La producción solar registró subidas significativas en gran parte de los mercados de Europa durante el recién finalizado mes de mayo respecto a igual mes de 2019. En España e Italia se alcanzaron los mayores ascensos, con aumentos del 36% y 32% respectivamente. Similarmente, en Francia y Alemania las subidas fueron del 23% y 21% en ese orden. En Portugal hubo un ascenso del 13%.

Con respecto a abril de este año, la generación con tecnologías solares también aumentó de forma general, en correspondencia con el aumento de las horas de sol. En España y Portugal hubo aumentos del 58% y 34% respectivamente. Otro mercado donde la producción solar aumentó fue el de Francia, donde se registró un ascenso del 16%. Sin embargo, los valores de Alemania e Italia estuvieron más rezagados, disminuyendo un 5,2% y 1,6% respectivamente.

Durante el mes de mayo la producción eólica bajó en la mayoría de los mercados eléctricos analizados, en términos interanuales. Particularmente, la generación con energía eólica en Alemania fue retrocediendo en las dos últimas semanas del pasado mes, registrando una caída de 7,8% respecto a mayo de 2019. En Portugal el descenso fue un significativo 41% y representó el quinto mes consecutivo con valores inferiores a los de 2019. Por otro lado, la caída en España alcanzó un valor del 15%. Algunos mercados vieron recuperaciones, como fue el caso del 17% en Francia, que tuvo un desempeño por encima de 2019 por cuarta vez en los meses transcurridos de 2020. Mientras que en Italia hubo un aumento del 6,3%.

También hubo algunas disminuciones respecto al mes de abril de 2020. Alemania y Portugal también sufrieron las bajadas notables en este apartado, con un 15% y 26% respectivamente. De los mercados donde la producción eólica subió en mayo, el 32% en Italia fue el valor más destacado. A este resultado le siguieron Francia y España con incrementos del 12% y 2,7% respectivamente.

Demanda eléctrica
Durante el pasado mes de mayo la demanda eléctrica europea continuó su caída interanual en la gran mayoría de los mercados eléctricos, donde el efecto del confinamiento por la COVID‑19 viene siendo la principal causa de estas bajadas. La demanda de Gran Bretaña fue la de mayor variación interanual, con un decrecimiento del 19% y un nuevo mínimo histórico desde abril de 2001 de 16 084 GWh. En los mercados de Italia, Portugal y España los descensos de la demanda respecto a mayo de 2019 estuvieron entre el 10% y el 12%. En el caso de Francia y Alemania, con caídas del 14% y 9,5% respectivamente, la demanda continuó en valores cercanos a los de agosto y septiembre de 2014 respectivamente. El mercado belga fue el de menor descenso, de un 9,3%. Por otro lado, la demanda en el mercado de Países Bajos fue la única que tuvo un ligero incremento respecto a mayo del año pasado, con una variación de un 1,7%.

En cuanto a la comparación del recientemente finalizado mes de mayo respecto a abril de 2020 se tuvo un incremento de la demanda en la mayoría de mercados europeos analizados. Esta recuperación se debió a las medidas de desescalada del confinamiento que se fueron adoptando en algunos de los países europeos desde finales de abril y durante todo mayo. En el mercado italiano la demanda aumentó un 10%. En los mercados de España, Bélgica y Portugal la demanda también se recuperó en un 4,1%, 3,5% y 0,5% respectivamente. En cambio, en los mercados de Gran Bretaña, Alemania y Francia la demanda continuó descendiendo. El mercado británico fue el que mayor descenso tuvo en su demanda, con una caída del 6,1%, mientras que en el alemán y el francés las variaciones de la demanda fueron muy similares, del ‑3,6% y ‑3,5% respectivamente.

En los observatorios de AleaSoft se puede analizar la evolución de la demanda de los mercados eléctricos europeos en las últimas semanas con datos actualizados diariamente.

En el mes de mayo de 2020, el precio promedio mensual continuó siendo inferior a los 30 €/MWh en todos los mercados europeos analizados. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró el promedio más bajo, de 8,34 €/MWh. Mientras, el mercado con el promedio más elevado, de 25,06 €/MWh, fue el británico N2EX.

En comparación con el mes de abril, los precios promedio de la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft aumentaron. Las excepciones fueron el mercado IPEX de Italia, el mercado N2EX de Gran Bretaña y el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos, con descensos del 12%, el 9,3% y el 7,2% respectivamente. Por lo que respecta a los aumentos de los demás mercados analizados, la mayor subida de precios, del 60%, se registró en el mercado Nord Pool. Mientras que el menor incremento, del 2,9%, fue el del mercado EPEX SPOT de Alemania. En el resto de los mercados, los aumentos estuvieron entre el 4,6% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 20% del mercado MIBEL de España y Portugal.

Pese a que los precios del gas y del carbón fueron un 31% y un 5,4% inferiores a los de abril, respectivamente, en el mes de mayo la producción renovable descendió en Alemania y la producción nuclear disminuyó respecto al mes anterior en países como Alemania, Francia o España, lo cual permitió la recuperación de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Además, en algunos países la demanda eléctrica aumentó debido al inicio de la desescalada de las medidas de confinamiento.

Si se comparan los precios promedio del pasado mes de mayo con los registrados en el mismo mes de 2019, hubo descensos importantes en todos los mercados. El máximo descenso, del 78%, se produjo en el mercado Nord Pool y el menor, del 47%, en el mercado N2EX. En el resto de los mercados, las bajadas de precios estuvieron entre el 53% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 60% del mercado EPEX SPOT de Francia. Los motivos de estos descensos de precios son, por un lado, las medidas de confinamiento para combatir la COVID‑19 y unas temperaturas superiores a las del mismo mes del año pasado que causaron una disminución de la demanda en la mayoría de los mercados eléctricos europeos respecto a la de mayo de 2019. Por el otro, los precios del gas, del carbón y del CO2 fueron un 66%, un 29% y un 22% más bajos que en mayo del año anterior, respectivamente, y la producción renovable aumentó en países como Francia e Italia.

Por otra parte, durante el mes de mayo, se registraron precios horarios negativos en algunos mercados eléctricos europeos. Los mercados N2EX de Gran Bretaña y EPEX SPOT de Francia y Bélgica tuvieron precios horarios negativos el día 11 de mayo. El día 17, los precios negativos se produjeron en el mercado EPEX SPOT de Alemania, Austria, Bélgica, Francia y Suiza y en el mercado de Dinamarca, perteneciente al Nord Pool. El viernes, 22 de mayo, los mercados con precios horarios negativos fueron el EPEX SPOT de Bélgica y el N2EX de Gran Bretaña. El sábado 23 de mayo, hubo precios horarios negativos en los mercados de Alemania, Bélgica, Gran Bretaña, Dinamarca, Países Bajos y Suiza. El domingo 24, a estos mercados se unió el mercado francés. Por último, ayer 31 de mayo, los mercados que presentaron precios horarios negativos fueron los de Alemania, Bélgica, Dinamarca, Francia, los Países Bajos y Suiza.

Sin embargo, sólo hubo precios diarios negativos los días 23 y 24 de mayo. El sábado 23 de mayo, el único de los mercados eléctricos analizados que presentó un precio diario negativo, de ‑11,31 €/MWh, fue el británico. Esta fue la primera vez que se alcanzó un precio diario negativo en este mercado desde el 1 de enero de 2010.

En cambio, el domingo 24 de mayo, los mercados de Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, Francia y Suiza alcanzaron precios promedio diarios negativos. El menor precio diario fue el del mercado alemán, de ‑26,13 €/MWh, que fue el más bajo registrado en este mercado desde junio de 2019.

Mercado Ibérico

En el mes de mayo de 2020 el precio promedio en el mercado MIBEL de España y Portugal aumentó un 20% respecto al promedio del mes anterior, lo cual representó el segundo mayor aumento de precios de Europa después del registrado en el mercado Nord Pool. En cambio, los precios descendieron un 56% en comparación con el mes de mayo de 2019.

El precio promedio mensual de mayo fue de 21,25 €/MWh en el mercado español y de 21,36 €/MWh en el mercado portugués. Así, en el mes de mayo, el mercado portugués y el español tuvieron el tercer y el cuarto precio promedio más elevados respectivamente, de los registrados en los mercados europeos analizados, después del mercado británico y el italiano.

En el mercado MIBEL, el proceso de desconfinamiento permitió que la demanda aumentara respecto al mes de abril, especialmente en España, aunque aún se mantiene por debajo de la del mismo mes del año anterior. Además, la producción eólica disminuyó en la Península Ibérica en mayo. Como consecuencia, los precios empezaron a recuperarse respecto a los del mes anterior.

Futuros de electricidad

Los precios de cierre de los futuros de electricidad para el tercer trimestre de 2020 del pasado viernes 29 de mayo fueron más bajos en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft en comparación con los precios de cierre del día 4 de mayo. Las excepciones fueron los mercados de ICE y NASDAQ de los países nórdicos que subieron un 5,3% y un 4,0% respectivamente, aunque continúan teniendo los precios más bajos de todos los mercados europeos. La mayor variación fue de un -11% y se registró en el mercado EEX de Italia. El resto de los mercados cerró el mes con una disminución en los precios de entre un 2,6% y un 5,8% en comparación con el día 4 de mayo.

En el caso de los futuros de electricidad para el próximo año 2021, el comportamiento de los mercados fue mayormente al alza durante este período en los mercados analizados. Los únicos mercados que registraron una reducción en los precios fueron los de la península ibérica que terminaron el período entre 0,4 €/MWh y 0,5 €/MWh por debajo del precio de cierre del día 4 de mayo. El resto de los mercados analizados registraron aumentos de entre un 7,3% y un 1,8%.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de los futuros de petróleo Brent para julio en el mercado ICE iniciaron el pasado mes registrando el día 1 de mayo el precio mínimo mensual, de 26,44 $/bbl. Durante el mes los precios se recuperaron hasta alcanzar un precio máximo de 36,17 $/bbl, el día 26 de mayo. Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 32,41 $/bbl. Este valor es un 17% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en abril de 2020, de 27,71 $/bbl, pero todavía un 54% inferior al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en mayo de 2019, de 70,30 $/bbl.

En el mes de mayo se iniciaron los recortes de producción acordados por la OPEP+. Además en algunos países se empezaron a relajar las medidas de confinamiento para frenar la pandemia de coronavirus, lo que permitió que la demanda empezase a aumentar. Esto favoreció la recuperación de los precios respecto a los mínimos históricos del mes de abril. Sin embargo, la demanda todavía fue baja en el mes de mayo y las reservas se mantuvieron en niveles elevados. Además, después de alcanzar el precio máximo mensual, el día 27 de mayo el precio descendió como consecuencia de las noticias de que Rusia consideraba la posibilidad de reducir los recortes de producción a partir de julio y sobre la intención del gobierno estadounidense de imponer nuevas sanciones a China en el caso de reducir la autonomía de Hong Kong.

En el mes de junio, se espera que los precios de los futuros de petróleo Brent se vean influenciados, principalmente, por la reunión que la OPEP+ ha de mantener en la segunda semana del mes. El desarrollo del conflicto entre China y Estados Unidos, así como las inestabilidades internas en estos dos países también pueden ejercer su influencia sobre los precios.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de junio de 2020 alcanzaron su precio máximo mensual de 5,85 €/MWh el día 7 de mayo y el mínimo mensual de 3,51 €/MWh el día 28 de mayo, que fue el más bajo de los últimos dos años. El valor promedio registrado durante el mes fue de 4,96 €/MWh. En comparación con los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de abril de 2020, éste disminuyó un 27%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de mayo de 2019, cuando el precio promedio fue de 13,24 €/MWh, el descenso fue del 63%.

En el caso del mercado spot, el mes pasado los precios del gas TTF alcanzaron su precio índice máximo de 5,68 €/MWh el día 1 de mayo. El precio índice mínimo mensual, de 2,76 €/MWh, se registró los días 23, 24 y 25 de mayo y fue el precio índice más bajo desde octubre de 2008. Por otra parte, el precio promedio de este mes de mayo fue de 4,51 €/MWh, un 31% inferior al del mes de abril de 2020, de 6,57 €/MWh, y un 67% inferior al de mayo de 2019, de 13,57 €/MWh.

Los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de junio de 2020, el mes pasado registraron el precio máximo mensual de 43,15 $/t el día 6 de mayo y el día 21 de mayo se alcanzó el mínimo mensual de 41,40 $/t. El precio promedio mensual en mayo fue de 42,02 $/t, un 5,4% inferior al precio promedio de los futuros de carbón API 2 para el mes M+1 de abril de 2020, de 44,43 $/t, y un 29% más bajo que el de mayo de 2019, de 59,05 $/t.

Los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020 el día 12 de mayo registraron el precio mínimo mensual de 18,52 €/t. En cambio, el precio máximo del mes pasado, de 21,60 €/t, se alcanzó el día 26 de mayo. El precio promedio en mayo fue de 20,10 €/t, sólo un 0,05% superior al del mes de abril, de 20,09 €/t. Si se compara con el promedio del mes de mayo de 2019 para el mismo producto, de 25,84 €/t, el promedio de mayo de 2020 es un 22% inferior.

Análisis de AleaSoft sobre las afectaciones de los mercados eléctricos por la crisis del coronavirus

En el observatorio de mercados de energía de AleaSoft se puede observar como la demanda eléctrica se está recuperando paulatinamente en los distintos mercados europeos en la medida en que se van relajando las medidas tomadas para frenar la propagación de la COVID‑19. También se puede analizar la evolución de los precios y de otras variables de los mercados de energía.

La evolución de los mercados de energía europeos también será analizada por Oriol Saltò i Bauzà, Director de Análisis y Modelización de Datos de AleaSoft, durante el webinar “Influencia del coronavirus en la demanda de energía y los mercados eléctricos en Europa (III)” que se impartirá el próximo 25 de junio. Además se abordará el tema de la financiación de los proyectos de energías renovables, en esta ocasión contando como ponente con Pablo Otin, CEO & co-founder en Powertis. Durante la segunda parte del webinar se realizará una mesa de análisis en la que, además de los ponentes, estará presente Antonio Delgado Rigal, Director General de AleaSoft.

Para más información, pueden dirigirse al siguiente enlace:

https://aleasoft.com/es/mes-mayo-precios-mercados-electricos-europeos-subieron-respecto-abril-bajaron-forma-interanual/

Fuente Comunicae

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