Informe del mercado energético

Septiembre 2020

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Energy market report

September 2020

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Informe de mercado

Septiembre 2020

Precio de la electricidad




+15,9% vs agosto 2020

▼ -0,4% vs septiembre 2019

Mercado libre



▼ -11,9% vs septiembre 2019


19.458 GWh

-2,4% vs agosto 2020


20.431 GWh

+1,3% vs agosto 2020


Mercado ibérico

Q4-20: 43,50 (▼ -7,25%)


España: 45,35 (+0,0%)
Francia: 47,18 (+0,00%)
Alemania: 41,36 (-1,2%)

Materias primas y otros índices

Brent: ▼ -9,6%
Gas (MIBGAS): ▲ +20,5%
Carbón (API2): ▲ +4,6%
CO2 (EUA): ▼ -6%

Respecto al mes anterior

Índices ASE


Evolución del precio por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.

vs agosto 2019


Evolución del consumo por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.

vs agosto 2019

Market report

September 2020

The price of electricity




+15,9% vs August 2020

▼ -0,4% vs September 2019

The free market



▼ -11,9% vs September 2019


19.458 GWh

-2,4% vs August 2020


20.431 GWh

+1,3% vs August 2020


Spain and Portugal market

Q4-20: 43,50 (▼ -7,25%)


Spain: 45,35 (+0,0%)
France: 47,18 (+0,00%)
Germany: 41,36 (-1,2%)

Commodities markets and other indexes

Brent: ▼ -9,6%
Gas (MIBGAS): ▲ +20,5%
Coal (API2): ▲ +4,6%
CO2 (EUA): ▼ -6%

Comparison with the previous month

Grupo ASE Indexes


Variation in the price for comprehensive electric power supply at high-voltage industrial rates


vs August 2019


Variation in consumption of comprehensive electric power supply at high-voltage industrial rates


vs August 2019

New COVID-19 outbreaks hold back recovery of electricity demand, which fell by 2.4 %

  • The price of electricity in Spain rose by 15.9% in September and is still 0.4% cheaper than a year ago.
  • The rest of Europe suffered greater increases: the price of electricity rose by 27.2% in France and 28% in Germany.
  • Export of electricity to France hit a record high.

Domestic demand, which had been approaching pre-COVID-19 levels, was curtailed in September. This 2.4% slump in a month in which industrial activity usually rises after the summer echoed the ASE CTEI index which reported an unprecedented downturn of -9.1% in consumption by industrial SMEs in August. The pool price, however, rose under pressure from external demand and the recovery of gas prices. Spanish exports to France rose to record levels and the country’s generation capacity responded with growth in renewable sources. Therefore, although it now produces 1.3% more electric power than at this time last year, CO2 emissions have fallen by 14.7%. According to Grupo ASE’s analysts, uncertainty increases volatility. The futures markets lowered their expectations and had drops.

The daily price of electric power on the wholesale market (pool) stood at € 41.96/MWh at the end of September. It is up 15.9% since August and is approaching pre-pandemic levels. Even so, it is still 0.4% cheaper than a year ago and it was 18.7% lower in September than the average of the last five years of its series.

Recovery of electric power demand stalls

Demand for electric power in Spain fell by 2.4% in September. Recrudescence of the virus has interrupted the recovery of the previous months. Moreover, as indicated in our August report, the impact of high temperatures and a significant proportion of companies that decided not to take the traditional summer holidays devalued the data of the summer months.

Furthermore, the ASE CTEI index indicates that the recovery has failed to affect small and medium-size companies in the industrial sector. Electric power consumption was 9.1% lower in August than for the same period last year, the worst figure since the beginning of this data series in 2011.

Exports to France grow by 158% and prices soar in Spain

Nuclear generation accounts for 70% of the energy mix in France, traditionally the leading exporter of electricity in the European Union. Health measures that affect maintenance of the reactors have reduced the contribution of this source, which means that France has to import electricity from adjacent countries. This in turn has repercussions on prices across the entire continent.

As can be seen in the graph, prices in France (blue curve) were lower than in Spain (red curve) in the spring and summer of previous years. Spain imported large quantities of very cheap electricity from France during those periods. In recent months, however, prices in Spain and France have been similar and Spain has exported more electric power to France (grey bars).

Export of Spanish electricity to France was the highest on record in September: 1,163 GWh. This extraordinary figure is the equivalent of 80% of Spain’s photovoltaic production for the month. According to estimates by the Grupo ASE’s analysts, the pressure of French electric power demand could have boosted prices in Spain by around € 2/MWh (+5%).

The exports will be maintained if the interruptions to nuclear generation persist when temperatures drop in Europe, but their impact on prices will not increase. It is limited by the interconnection line capacity of only 2,800 MW that amounts to barely 5% of the interchange capacity.

The Spanish pool is cheap in Europe

The interruptions to nuclear generation in France and low wind energy production in many European countries pushed up the price of electricity across Europe. At € 41.96/MWh, the Spanish pool was the cheapest of the main markets. It rose by 27.2% to reach € 47.2/MWh in France and by 28% to € 43.69/MWh in Germany. Prices in Italy (€ 48.8/MWh) and the United Kingdom (€ 48.14/MWh) also experienced upturns.

Exports drove electricity production in Spain

Electric power generation in Spain rose by 1.3% in September due to exports, which offset the reduction in domestic demand. Installed renewable energy generation has grown by 18.3% since last year and these sources now account for 38.2% of total electrical production. The growth of photovoltaic production (+75%), which contributes 7% of the national mix, deserves special mention. This year, the hydroelectric plant reservoirs are 28% above the 2019 level, resulting in 37.7% higher production. Wind turbine output remained steady and this source alone accounted for 19% of the mix.

The contribution of fossil fuels and nuclear generation declined by -15.6% and   -2.2% respectively. However, these two technologies continue to dominate the mix: nuclear generation accounts for 24% and fossil fuels for 22%. Nevertheless, the reduction in fossil sources impacts CO2 emissions, which fell by 14.7% compared to last year.

Marginal clearing prices of the different technologies in September 

Pump-as-turbine (PAT) generation, which barely meets 1% of the demand, has set the price with the highest supply price (€ 50.41/MWh) of all technologies in 10% of the hours of the month. It was followed by hydroelectric (€ 47.45/MWh) that set the price in 37.3% of the month’s hours. Due to their flexibility for connecting to the grid and their storage capacity, these two technologies harness the supply-side troughs and expensive time slots to generate profitable electric power.

The price of the next technology in terms of contribution, combined gas cycle (CCG), is far lower. It occupied 25% of the clearing hours with a very competitive price of € 38.34/MWh. Finally, renewable technologies and co-generation, with a price of € 35.06/MWh, obtained the remaining 26% of the clearing hours.

Ancillary service costs remain stable

The provisional costs of the system, included in the balancing services, capacity payments and interruptibility service on the free market, amounted to € 4.59/MW in September. Cost overruns were practically the same as in September last year (€ 3.92/MWh). With respect to system costs, the most noteworthy are higher grid limitation (+ € 0.96/MWh) and lower interruptibility (€ -0.79/MWh) costs.

Downturn in short- and long-term electric futures

Spanish short- and long-term electricity futures prices eased during September except for the Yr-21 product, which remained steady at € 45.35/MWh in spite of the extreme volatility of the market. Low demand for electric power and the moderate raw-material costs resulted in a 4th quarter (Q4-20) trading price of € 43.5/MWh, a fall of 7.2%.

The uncertainty created by the outbreaks of COVID-19, the variation in gas and CO2 emissions and the interruptions in French nuclear plants have the effect of increasing long-term volatility. The trading price for Yr-22 fell by 4.7% to end the month at € 44.40. The Yr-21-25 period (5 years) fell by 3.5% to € 42.75/MWh, well below the same French (€ 48.56) and German (€ 45.79) products.

In Europe, French Q4-20 plummeted 9.3% to € 51.49/MWh and German Q-4 slumped to € 39.76/MWh, a drop of 4.2%. French Yr-21 remains at € 47.18/MWh and the German product fell by 1.2% to € 41.36/MWh.

The daily gas markets recover from COVID-19

Due to cancellations of liquefied natural gas (LNG) from the U.S. and the impact of interruption of Norwegian gas pipeline due to maintenance work, supply-side constraints gave rise to higher spot gas prices to the major European plants in September. TTF spot prices are the highest of the year and triple the trading price in April and May. The average daily price for September was € 11.08/MWh after a rise of 53.3%.

The Yr-21 price fell by 2.2% to € 13.61/MWh, thus reducing the extremely pronounced contango curve (futures price above the expected spot price) of a few months ago. Spot prices dropped to below € 5/MWh while the Yr-21 price remained steady at € 12-13/MWh. This suggests that the market may find sustainable price stability at this level.

The daily gas trading price in Spain (MIBGAS) stood at € 11.33/MWh at the end of September, up 20.5%. This represents an eight-month high due to the strong demand for gas to generate electric power and caused the premium linked to the TTF to plummet to € 0.25 compared to € 2.17 in August.                    

CO2 emissions market (EUA)

After the announcement of the European Commission to cut emissions to 55% by 2030, the trading price of December 2020 emission rights rose to 30 €/t for a few days but since then has settled in the € 26-27 range. This tendency can be considered logical in view of the fact that the measure has no short-term impact, but since emissions rights is a narrow market, any news tends to make a lot of noise.

The European Commission is using the recovery from COVID-19 to hasten the transition to a greener Europe. However, the pandemic and economic reality may prevail and undermine these goals.


The price of Brent remains steady in the range between 40 and 45 dollars/barrel supported by OPEC’s policies and waiting for events to move it one way or the other. It’s hard to remember a period when there was so little movement for so long on the crude oil markets.

At all events, there is an evident risk of falling prices in the long term due to the serious problems facing recovery of demand and the fact that countries such as Russia and Iraq are beginning to issue statements against cuts in their production. Furthermore, the U.S. dollar is strengthening again, which means that real prices of crude oil and many other raw materials will devalue in the long run.

What can we expect over the next few months?

The daily electricity and gas markets started September — which for many marks the beginning of the yearly cycle — with sharply rising prices. But this was mainly due to the fact that the previous period was marked by a pronounced slump as a result of the pandemic which had destroyed demand at a time of over-supply. The question we must ask is whether this upturn in September is the prelude to a sustainable recovery.

The current price of the Yr-21 future ranges between 45 and 46 €/MWh, well above the daily market trading prices, which means that the analysts expect a price recovery in 2021. And there is a similar tendency on the gas market. What is going on?

There are price drivers for 2021 that the market may be discounting at present:

  • The parity of supply and demand on the liquefied natural gas (LNG) market.
  • The rise in the price of CO2 emission rights to € 30/t.
  • A higher-than-expected reduction in nuclear power production in 2021 due to recrudescence of the pandemic in France.
  • Increased demand for LNG in Asia.
  • Recovery of the world economy and demand supported by aggressive fiscal stimuli.

However, other factors that are gaining momentum could stop the price rebound in its tracks:

  • The demand for electric power, far from recovering, continues to fall in Spain.
  • Supply of renewable energy will experience strong growth at very competitive prices in 2021.
  • Daily gas prices in Europe will reactivate LNG shipments from the U.S., thus strengthening the supply side.
  • The price of gas imported to Europe by pipeline is indexed to Brent and has fallen by 40%.
  • The price of CO2 emission rights consistently failed to reach € 30/t.
  • Renewed outbreaks of COVID could slow the recovery of demand for gas in Asia and Europe.
  • Warmer winters mean lower demand for energy in general.
  • Gas storage in Europe and the U.S. are at record highs.
  • The European Union will monitor appreciation of the Euro against the Dollar and engage in a currency war if necessary.

For the above reasons, Yr-21 prices are sure to remain volatile until the product is delivered at the end of December. Then we will see which factors end up prevailing. We will have to pay close attention.

Juan Antonio Martínez and Leo Gago
Grupo ASE’s analysts


According to the Grupo ASE’s analysts, Spanish exports to France will hit record levels and raise the pool price by nearly € +2/MWh.


The Spanish POOL prices are the lowest among the main European markets.


Spain produces 1.3% more electric power than in 2019 but emits 14.7% less CO2 due to growth in renewable sources.


Except for Yr-21, which remains very volatile, the futures have adjusted their trading price downwards after the upturn in August.

Continue reading the report in Spanish

Precio del mercado eléctrico diario (POOL)

Septiembre 2020



+15,9% vs agosto 2020

-0,4% vs septiembre 2019

En septiembre, el POOL ha cerrado en 41,96 €/MWh. Con el aumento del 15,9% respecto al mes pasado, se coloca un 0,4% por debajo de septiembre de 2019. La subida del precio del gas y la demanda eléctrica desde Francia, por las interrupciones de su producción nuclear, motivan su evolución en el último mes.

Evolución del mercado eléctrico diario histórico (POOL)

Precio mercado diario año móvil (365 días)



-0,4% vs septiembre 2019

Precio del POOL medio horario

El precio medio del POOL en septiembre aumenta 5,76 €/MWh en las horas valle y 6,2 €/MWh en las horas punta en relación al pasado mes de agosto.


El precio de la luz en la tarifa de Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (potencia inferior a 10kW), también conocida como PVPC y regulado por el Ministerio de Industria, ha sido de 0,10143 €/kWh en septiembre. Se reduce un 0,3% respecto al mismo mes septiembre de 2019, cuando fue de 0,10175kWh.

Septiembre 2020



-0,3% vs septiembre 2019


Precio medio final mercado libre

El precio final medio de septiembre para los comercializadores libres y consumidores directos ha sido de 46,35€/MWh, una vez sumados todos los componentes del precio. Esto supone un descenso del 11,9% respecto al mismo mes del año pasado.

Septiembre 2020



-11,9% vs septiembre 2019

Repercusión de los sobrecostes y componentes del precio final mercado libre

Los sobrecostes del sistema provisionales en septiembre fueron de 4,39 €/MWh. A causa del aumento de las restricciones, suben 0,92 €/MWh sobre los del año pasado, cuando fueron de 3,47 €/MWh.

Precios de la energía en Europa

Comparativa por mercados


Precio del mercado eléctrico diario (POOL)

Septiembre 2020



+16,18% vs agosto 2020

-0,5% vs septiembre 2019

Año móvil




Precio del mercado eléctrico diario (POOL)

Septiembr 2020



+21,03% vs agosto 2020

-4,65% vs septiembre 2019

Año móvil




Precio del mercado eléctrico diario (POOL)

Septiembre 2020



+27,19% vs agosto 2020

+32,8% vs septiembre 2019

Año móvil




Precio del mercado eléctrico diario (POOL)

Septiembre 2020



+27,19% vs agosto 2020

+22,2% vs septiembre 2019

Año móvil




Precio del mercado eléctrico diario (POOL)

Septiembre 2020



+78,95% vs agosto 2020

-52,22% vs septiembre 2019

Año móvil



La demanda peninsular de energía eléctrica en septiembre ha experimentado un descenso del 2,4% respecto a la registrada el mismo mes del año pasado. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha disminuido un 3,7%.

Mix de generación

La aportación de las energías renovables crece un 18,2% y sube hasta el 38,6% del mix. Las energías fósiles siguen a la baja: los ciclos combinados lo hacen con una caída del 15,6% de su producción, aunque mantienen una notable aportación del 22% del mix. La producción nuclear lidera el mix con el 24% del total de la generación, pero también registra un leve descenso del 2,2%. En cambio, la producción fotovoltaica sigue su espectacular crecimiento en 2020, con una subida del 75%, aunque aún represente solo un 7% del mix. La energía hidráulica, con los embalses con un 28% más de capacidad disponible de generación que el año pasado, también crecieron un notable 37,7%. La eólica cerró con un empate y aporto el 19% del mix. La cogeneración creció un 3,5% y produjo el 12% del mix.

Participación de las tecnologías en el mix de generación

En septiembre la generación nuclear y la eólica han dominado en las horas valle y la nuclear, mientras los ciclos combinados han liderado las horas punta. Entre las 12:00 y las 16:00, la suma de la oferta de solar fotovoltaica y térmica superó a las del resto.

Generación renovable y libre de emisiones


La generación proveniente de fuentes renovables en septiembre aumento un 18,4% respecto al año pasado y represento el 38,6% del mix. Su participación y disminuye frente a otros meses, por la estacionalidad de la demanda y una menor producción eólica, típica en verano. Comparado con septiembre de 2019 (33%), la participación renovable ha crecido en más de 5 puntos porcentuales.

Libres de emisiones

La generación libre de emisiones CO2 ha representado en septiembre el 63,4% del mix, frente al 58,3% que alcanzó en septiembre de 2019. La reducción de las emisiones en volumen de Toneladas de CO2 respecto a hace un año es del 11,7%. Esta notable reducción se debe a una mayor participación de las renovables en el mix y también a la caída de la demanda eléctrica.

Evolución de la potencia instalada

Últimos datos de potencia instalada publicados por REE:

Generación eólica

Generación eólica durante el mes

La fuerte generación eólica registrada en la tercera semana de septiembre permitió que los precios del POOL se redujeran.

Evolución mensual de la producción eólica y la potencia instalada

La producción eólica del mes de septiembre fue de 3.804 MWh, prácticamente la misma que del año anterior y un 24% superior a la media de los últimos 5 años.

Generación fósil o hueco térmico

El hueco térmico en septiembre ha bajado al 23,8% de la generación, frente al 29,6%, del año anterior. La disminución de la demanda y el aumento de las renovables han reducido el hueco de estas tecnologías para entrar en las ofertas de casación.

Generación hidráulica y estado de los embalses

La producción hidráulica fue de 1.686 MWh, un 28% superior a la del mismo mes del año pasado. Además, es un 5,2% superior a la media mensual de un mes de septiembre de los últimos 5 años. Las reservas hidráulicas, en cuanto a energía disponible (GWh), se encuentran un 27,7% por encima del año pasado y un 3,5% sobre la media de los últimos 10 años.

Análisis del precio marginal de casación del mercado diario

Los precios marginales de casación experimentaron un fuerte aumento frente al mes pasado debido al incremento de la hidráulica, dado que los precios del resto de tecnologías se encuentran por debajo de los del año pasado. Respecto a agosto, el incremento ha sido notable en todas las tecnologías.

Tecnologías que marcan el precio marginal del mercado diario

La mayor generación renovable en septiembre ha reducido las horas en las que los ciclos combinados de gas (CCG) marcaron precio frente al año pasado. La hidráulica, con mayor producción, también aumenta las horas de casación.

En septiembre las interconexiones tuvieron un notable saldo exportador. El precio competitivo de España en el marco europeo y las interrupciones nucleares en Francia permiten que las exportaciones a nuestro país vecino experimenten un fuerte impulso.

Saldo de intercambio con Francia

Saldo de intercambio con Portugal

En España los mercados de futuros eléctricos han corregido a la baja durante septiembre, tanto en el corto como en el largo plazo. La excepción la presentan los productos del Yr-21, que han mantenido su cotización al cierre, aunque con una fuerte volatilidad.

Corrección a la baja en el corto plazo tras la fuerte subida de agosto
La baja demanda eléctrica y los precios de materias primas contenidos están reduciendo las cotizaciones a corto plazo, con una bajada del 7,2% en el 4º trimestre (Q4-20), hasta los 43,5 €/MWh.

Mantenimiento del Yr-21 y fuerte descenso de los precios en el largo plazo
Toda la incertidumbre se centra en el Yr-21. Su precio se mantiene al cierre en 45,35 €/MWh. Sin embargo, ha experimentado una fuerte volatilidad durante septiembre debido a los rebrotes de COVID-19, a los precios del gas y de las emisiones de CO2 y a las interrupciones nucleares en Francia.

En septiembre hemos visto un fuerte descenso de los precios a largo plazo en España. La cotización del Yr-22 baja un 4,7% hasta los 44,40 €. El periodo Yr-21-25 (5 años) recorta un 3,5% y se sitúa en 42,75 €/MWh. Cabe destacar que el precio en España de los próximos 5 años sigue cotizando muy por debajo del francés, que lo hace en 48,56 € y del alemán que se sitúa en 45,79 €.


Las señales bajistas retoman fuerza pero persiste la incertidumbre sobre los próximos contratos

Las señales bajistas emergentes como la recuperación de la prima entre el TTF y el Henry Hub, que hará crecer las importaciones de gas natural licuado (GNL) desde EEUU, y los rebrotes de la pandemia, han frenado los precios a largo plazo de los mercados de futuros de gas en Europa.

No obstante, en el corto plazo los productos con entrega en los próximos meses han subido debido a las incertidumbres que aún se mantienen sobre ellos: la disponibilidad nuclear francesa, el corte del suministro con Noruega por mantenimiento y las interrupciones del suministro en los EE. UU. tras el huracán Laura, que han afectado los flujos de GNL hacia Europa. El almacenamiento europeo está al 95%. Esto es solo dos puntos por debajo de 2019 pero más de 25 puntos porcentuales por encima de 2018.

Sin embargo, en las próximas semanas podríamos ver señales bajistas de nuevo en el corto plazo. Las inyecciones podrían llenar por completo los almacenes europeos a mediados de octubre, lo que reduciría la demanda antes de noviembre. Además, los pronósticos meteorológicos para la primera quincena de octubre en Europa están por encima de la media en cuanto a temperaturas, viento y niveles de precipitación. Por otra parte, la infraestructura de gas noruega irá recuperando la normalidad en la segunda quincena de octubre.

TTF (Holanda) 
La interrupción del suministro de Noruega y la llegada del frio aumentan la demanda de gas y elevan los precios
Los precios spot de TTF han marcado máximos del año y triplican los de abril y mayo. El precio medio diario del TTF en septiembre ha sido de 11,08 € /MWh, tras subir un 53,3%. La cotización del Q4-20 avanza un 5,8% hasta los 13,51 €/MWh, mientras toda la curva de largo baja.

La cotización del Yr-21 retrocede un 2,2% hasta los 13,61 €/MWh. De esta forma se reduce la curva de contango (precio spot inferior al precio a futuro) tan pronunciada que había hace unos meses, cuando los precios spot se situaban por debajo de los 5 €/MWh mientras el precio del Yr-21 se mantenía en 12-13 €/MWh. Esta podría ser una señal de que el mercado puede encontrar una estabilización del precio sostenible en este nivel.

MIBGAS (España)
El precio diario sube un 20,5% y alcanza el máximo en 8 meses
En España el mercado diario de gas (MIBGAS) cierra septiembre en 11,33 €/MWh, con una subida del 20,5% y marcando su máximo en 8 meses, debido a la alta demanda de gas para producción de electricidad. No obstante, el precio continúa por debajo del año pasado en estas fechas, cuando se movía en 11,94 €. La prima con el TTF en septiembre ha descendido bruscamente hasta los 0,25 € desde los 2,17 € del mes pasado. Los precios de importación desde Argelia, vinculados al Brent y al tipo de cambio EUR/USD, han caído un 40%, desde los 20 €/MWh de hace un año a los 12,7 €/MWh actuales.

Según el operador de la red de gas Enagás, en octubre se espera que se realicen 19 entregas de GNL a España, tres menos que el mismo mes de hace un año. Las reservas de gas se encuentran al 90% de su capacidad, ligeramente por debajo al del año pasado en estas fechas. Pero la previsión de demanda de gas para este invierno en España también es mucho menor, en parte por el efecto de los rebrotes de COVID-19 sobre la economía. La previsión para el Q4-20 se mantiene en 13,74 €/MWh y la del Yr-21 baja un 4,1% hasta los 14,49 €/MWh.

Henry Hub
La destrucción de la demanda sigue castigando los precios
El mercado diario de gas de EEUU (Henry Hub) ha retrocedido un 13,5% por la fuerte presión debida a los altos niveles de reservas acumuladas y al debilitamiento de la demanda asociada con las previsiones meteorológicas.

De momento, los mercados esperan que aumente la demanda de exportaciones de gas natural licuado (GNL) para aliviar el problema de la escasez de espacio de almacenamiento. Las exportaciones de GNL desde EEUU hacia Asia y Europa ayudarían a absorber parte de las reservas acumuladas y a ajustar el desequilibrio que hay entre la oferta y la demanda. Sin embargo, parte de esa demanda de exportaciones dependerá de una recuperación continua de la economía y del aumento de las necesidades energéticas tanto a nivel comercial como industrial. Y, en estos momentos, hay una pandemia mundial que no deja que la economía funcione correctamente y supone un factor más a tener en cuenta al analizar la demanda de GNL durante el próximo otoño e invierno. En este momento los futuros también registran descensos para el otoño y el invierno con bajadas del 4,7% y 2,8%.


Los futuros corrigen a la baja tras las subidas de agosto, excepto el Yr-21, que se mantiene muy volátil


El gaseoducto de Noruega está previsto que recupere la normalidad a partir de la segunda semana de octubre


Los precios spot de TTF marcan máximos anuales y apuntan a una recuperación de exportaciones de GNL desde EEUU
Tras el anuncio de la Comisión Europea de incrementar el recorte de las emisiones hasta el 55% para 2030, la cotización de los derechos de emisiones de CO2 de diciembre 2020 subió hasta los 30 €/t, durante algunos días. Pero su cotización no ha podido romper esa barrera y ha retrocedido de nuevo hasta los 26 -27 €/t. Un comportamiento lógico si tenemos en cuenta que el nuevo objetivo no afecta al corto plazo. Pero este es un mercado altamente especulativo y cualquier noticia genera mucho ruido. La Comisión Europea está utilizando la recuperación de la COVID-10 para acelerar la transición hacia una Europa más verde, pero la pandemia y la realidad económica pueden imponerse y socavar estos objetivos.

Emisiones de CO2

Al igual que el Brent, el CO2 también vio reducida su cotización en el mes de septiembre. Al cierre, la cotización era 26,91 €/ton, lo que supone un descenso del 6,04% respecto del mes anterior. Tras el cierre al alza del mes anterior, la decisión del Parlamento Europeo por lo que se refiere al objetivo de reducción de emisiones de CO2, ampliándolo aún más hasta un 60% de cara al año 2030 impulsó fuertemente el precio de las mismas hasta llegar al valor histórico más alto de cotización, 30,76 €/ton a mitad de mes. Sin embargo, la sensación que hay en el mercado al respecto de la situación económica se va volviendo más pesimista. Esto ha arrastrado de nuevo la cotización a la baja aunque, si bien es cierto, encuentra soporte en el entorno de los 26 €/ton.


Retroceso en la cotización del Brent durante el mes de septiembre. Al cierre del mes la cotización del crudo mostraba 40,95 $/barril, lo que supone un descenso del 9,6% respecto del mes anterior. El mes inició en los mismos términos que cerró el anterior, probablemente soportado por los posibles efectos que podría tener el huracán Laura en la costa Este de EEUU; sin embargo, la producción se rehízo con mucha rapidez. Pero por encima de todo, sigue estando presente que la demanda de petróleo sigue estando extremadamente débil, y esto está provocando que algunos países de la OPEP, como Arabia Saudí, hayan tenido que reducir los precios de venta. Por su parte, la OPEP continúa con su plan de programación de cortes, y esto está dando cierto soporte al precio. Sin embargo, todo apunta a que, con limitaciones, el recorrido es a la baja.


Corrección al alza de la cotización del carbón en septiembre. Al cierre del mes, el API2 el mes frente marcaba 57,95 $/t, que arroja un aumento del 8,8% respecto del mes anterior, aunque sigue un 15,03 % menos que el mismo mes del año pasado. A su vez, el API2 Cal 21 también corrige al alza, al cierre cotizaba en 60,35 $/t, lo que supone un aumento del 4,57% respecto del mes anterior; respecto al mismo mes del año 2019, el descenso es del 12,15%.

El movimiento al alza se ha producido entre la primera semana y la última del mes; inicialmente, un aumento en la demanda en Asia, acompañado de un problema en una de las minas más importantes de Colombia provocaron ese aumento; tras esta situación, la cotización del carbón se mantuvo estable, sufriendo un pequeño repunte la semana pasada por las dudas al respecto de la resolución del conflicto laboral en dicha mina. No obstante, las dudas al respecto de la evolución de la economía hacen pensar que ese recorrido al alza debe ser corto.

Grupo ASE, con la información que le proporcionan 600 puntos de suministro, elabora índices de precio y consumo de electricidad:

  • Índice ASE PTEI: muestra la evolución del precio por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.
  • Índice ASE CTEI: muestra la evolución del consumo por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.

Los datos disponibles a fecha de hoy se refieren al cierre de agosto.

Índice ASE PTEI Total: comercialización + distribución

El índice ASE PTEI Total desciende un 14,33% frente a agosto de 2019.

Índice ASE PTEI desglosado: Energía y Accesos a la Red (ATR)

El índice ASE PTEI de Energía, que refleja el coste de aprovisionamiento de las empresas en los mercados eléctricos, baja en agosto un 20,19% y el  coste de los accesos (distribución) baja 1,80% en relación a agosto de 2019.

Índice ASE CTEI (Consumo)

Agosto se anotó un descenso del 9,14% del consumo frente al mismo mes del año anterior.

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