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.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
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.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
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.
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.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.
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.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.
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 ciere 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 COVID19 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 pa
radas nucleares de mantenimiento en Francia contribuyeron al incremento en los precios de los derechos de emisión de CO2 y del gas.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.
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