{"id":109246,"date":"2021-02-01T18:10:45","date_gmt":"2021-02-01T17:10:45","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=109246"},"modified":"2022-11-25T05:20:48","modified_gmt":"2022-11-25T04:20:48","slug":"precio-promedio-enero-cierre-subidas-mercados-electricos-europeos-temperaturas-bajas-primera-mitad","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precio-promedio-enero-cierre-subidas-mercados-electricos-europeos-temperaturas-bajas-primera-mitad\/","title":{"rendered":"El precio promedio de enero cerr\u00f3 con subidas en los mercados el\u00e9ctricos europeos por las temperaturas bajas de la primera mitad"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 1 de febrero de 2021. Como era de esperar tras los altos precios de la primera mitad de enero, que alcanzaron valores r\u00e9cord en algunos mercados, los precios mensuales de los mercados el\u00e9ctricos europeos subieron de forma interanual y respecto a diciembre de 2020. Las bajas temperaturas de inicios de a\u00f1o provocaron el aumento de la demanda y de los precios del gas y el CO2<\/sub>, que registraron el valor m\u00e1s al alto de al menos los \u00faltimos dos a\u00f1os. Los futuros de Brent alcanzaron el valor m\u00e1s alto desde febrero de 2020.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar<\/strong> de enero disminuy\u00f3 un 5,5% interanual en el global de los mercados europeos analizados, arrastrada por la bajada de la producci\u00f3n en dos de los principales mercados en cuanto a solar, Alemania, en donde la producci\u00f3n cay\u00f3 un 44% e Italia donde se produjo un descenso cercano al 24%. Por otra parte, en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica la producci\u00f3n solar aument\u00f3 un 32% durante este per\u00edodo, mientras que en el mercado franc\u00e9s la variaci\u00f3n fue de un 0,3%.<\/p>\n

Por el contrario, en comparaci\u00f3n con el \u00faltimo mes de 2020, la producci\u00f3n solar durante el mes de enero creci\u00f3 un 13% en el global de los mercados europeos analizados, aunque se produjo una reducci\u00f3n del 10% en el mercado alem\u00e1n. En el mercado franc\u00e9s la producci\u00f3n creci\u00f3 durante este per\u00edodo un 33%, en el mercado italiano aument\u00f3 cerca de un 21% y en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica un 16%.<\/p>\n

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

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> durante el mes enero fue un 28% m\u00e1s baja en el mercado alem\u00e1n en comparaci\u00f3n con enero de 2020. En el mercado franc\u00e9s cay\u00f3 un 3,5% mientras que en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y en el mercado italiano se registraron aumentos del 47% y el 55% respectivamente.<\/p>\n

Comparando la producci\u00f3n de enero de 2021 con la de diciembre de 2020, se destaca el incremento del 32% en el mercado italiano. Sin embargo, en el resto de los mercados analizados en AleaSoft<\/strong> la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda se redujo entre un 1,0% y un 11%.<\/p>\n

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

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

En los primeros 31 d\u00edas de 2021, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> super\u00f3 a la de enero de 2020 en todos los mercados de Europa, salvo en Alemania e Italia. Este incremento fue causado en gran medida, por los r\u00e9cords diarios de las dos primeras semanas de enero<\/a>. Uno de los factores causantes de estas subidas fue la ca\u00edda de las temperaturas medias, que retrocedieron hasta 3,4\u00a0\u00b0C en el mercado brit\u00e1nico. Los mercados de Francia y B\u00e9lgica fueron los que registraron los mayores ascensos de la demanda, de hasta 7,4% en el primero de ellos. Por otra parte, los mercados de Alemania e Italia tuvieron disminuciones inferiores al 2,0%.<\/p>\n

Comparando respecto al mes anterior, los ascensos registrados en enero de 2021 fueron incluso mayores que desde el punto de vista interanual. Estos valores al alza estuvieron encabezados por los mercados de Francia, Portugal y Espa\u00f1a, donde la demanda aument\u00f3 al menos un 8,0% en todos los casos. El \u00fanico mercado donde la demanda no subi\u00f3 respecto a diciembre de 2020 fue el de Pa\u00edses Bajos, que registr\u00f3 una ligera ca\u00edda.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electrica mensual Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.<\/span><\/div>\n

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

En el mes de enero de 2021, el precio promedio mensual fue superior a los 45\u00a0\u20ac\/MWh en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft<\/strong>. El promedio m\u00e1s bajo, de 45,81\u00a0\u20ac\/MWh, se registr\u00f3 en el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. En cambio, el mercado N2EX<\/strong> de Reino Unido alcanz\u00f3 el precio promedio mensual m\u00e1s elevado, de 89,85\u00a0\u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 52,81\u00a0\u20ac\/MWh del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Alemania y los 60,71\u00a0\u20ac\/MWh del mercado IPEX<\/strong> de Italia.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el mes de diciembre de 2020, los precios promedio de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft <\/strong>aumentaron en enero. La mayor subida de precios, del 128%, se registr\u00f3 en el mercado Nord\u00a0Pool. Tambi\u00e9n fueron importantes los incrementos de precio en el mercado brit\u00e1nico y en el mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a, del 48%, el 44% y el 43% respectivamente. Mientras que los menores aumentos fueron los de los mercados neerland\u00e9s, del 11%, e italiano, del 12%. El resto de los mercados tuvieron subidas de precios cercanas al 20%.<\/p>\n

Si se comparan los precios promedio del pasado mes de enero con los registrados en el mismo mes de 2020, tambi\u00e9n hubo incrementos de precios en todos los mercados, los cuales fueron en general m\u00e1s pronunciados que los aumentos respecto al mes anterior. En este caso, los mercados N2EX y Nord\u00a0Pool tuvieron los mayores aumentos de precios, del 114% y el 90% respectivamente. En cambio, el menor incremento de precios, del 28%, ocurri\u00f3 en el mercado italiano. En el resto de los mercados, las subidas de precios estuvieron entre el 45% de los Pa\u00edses Bajos y el 57% de Francia.<\/p>\n

Por otra parte, el precio diario m\u00e1s elevado del mes se alcanz\u00f3 el d\u00eda 13 de enero en el mercado brit\u00e1nico. Con un valor de 198,79\u00a0\u00a3\/MWh, este fue el precio diario m\u00e1s elevado desde 2010 en este mercado. Ese d\u00eda, en la hora 19, se alcanz\u00f3 un precio horario de 1499,62\u00a0\u00a3\/MWh, el cual tambi\u00e9n fue el m\u00e1s alto de los \u00faltimos once a\u00f1os en el mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

En cambio, el precio diario m\u00ednimo, de 1,42\u00a0\u20ac\/MWh se alcanz\u00f3 el domingo 31 de enero en el mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal. Este precio fue el menor de este mercado desde principios de marzo de 2014. Este domingo 31 de enero, durante varias horas de la madrugada y el principio de la ma\u00f1ana, el precio horario fue de 0,16\u00a0\u20ac\/MWh, el m\u00e1s bajo desde finales de diciembre de 2019 en este mercado. Estos precios bajos se vieron favorecidos por el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica junto con el descenso de la demanda debido al fin de semana y a unas temperaturas m\u00e1s suaves.<\/p>\n

AleaSoft - Precio mensual mercados electricos Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, , N2EX, IPEX y Nord Pool.<\/span><\/div>\n

Durante la mayor parte del mes de enero, las bajas temperaturas favorecieron el incremento de la demanda en los mercados el\u00e9ctricos europeos, causando subidas de precios. El descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica en algunos mercados tambi\u00e9n favoreci\u00f3 que los precios aumentasen. Adem\u00e1s, la evoluci\u00f3n de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia al alza sobre los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos.<\/p>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Entre la primera y \u00faltima sesiones del mes de enero de 2021 los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre del mismo a\u00f1o registraron un comportamiento predominantemente a la baja. Los mercados ICE<\/strong> y NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fueron los \u00fanicos en los que el precio subi\u00f3, en un 27% y 26% respectivamente. En el resto de mercados analizados en AleaSoft<\/strong> los precios bajaron entre el 0,8% del mercado ICE de Pa\u00edses Bajos y el 3,7% del mercado EEX<\/strong> de Francia.<\/p>\n

En este mismo per\u00edodo los futuros para el a\u00f1o 2022 registraron un comportamiento similar. En este caso el mercado EEX de Italia fue el que tuvo un comportamiento contrario al resto y sus precios subieron un 0,3% entre las dos sesiones analizadas. Mientras tanto, en el resto de mercados las bajadas se situaron entre el 0,3% y el 4,8%. Una vez m\u00e1s, el mercado ICE de los Pa\u00edses Bajos fue el de menor variaci\u00f3n durante el per\u00edodo analizado.<\/p>\n

- <\/a><\/div>\n

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

Los precios de cierre de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para marzo de 2021 en el mercado ICE<\/strong> en enero se mantuvieron por encima de los 50\u00a0$\/bbl. El precio de cierre m\u00ednimo mensual, de 51,09\u00a0$\/bbl, se registr\u00f3 el lunes 4 de enero. En cambio, el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 56,58\u00a0$\/bbl, se alcanz\u00f3 el martes 12 de enero. Este precio fue el m\u00e1s elevado desde febrero de 2020. Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 55,32\u00a0$\/bbl. Este valor es un 10% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en diciembre de 2020, de 50,14\u00a0$\/bbl, pero todav\u00eda un 13% inferior al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en enero de 2020, de 63,67\u00a0$\/bbl.<\/p>\n

El incremento en los niveles de producci\u00f3n de la OPEP+ al empezar el nuevo a\u00f1o favoreci\u00f3 que los precios m\u00e1s bajos de enero se registraran al inicio del mes. Pero el inicio de las vacunaciones contra la COVID\u201119<\/strong> y los nuevos compromisos adquiridos por la OPEP+ para limitar su producci\u00f3n permitieron que los precios aumentaran. Tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia al alza sobre los precios las expectativas sobre las medidas de apoyo a la econom\u00eda del nuevo gobierno de los Estados Unidos. Sin embargo, el empeoramiento de la evoluci\u00f3n de la pandemia y las restricciones para contenerla siguen amenazando la recuperaci\u00f3n de la demanda. Adem\u00e1s, el mes de enero finaliz\u00f3 con problemas en la disponibilidad de las vacunas, lo que retarda las campa\u00f1as de vacunaci\u00f3n.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de febrero de 2021, alcanzaron su precio de cierre m\u00ednimo, de 17,56\u00a0\u20ac\/MWh, el d\u00eda 6 de enero. Los siguientes d\u00edas los precios aumentaron r\u00e1pidamente hasta alcanzar el martes 12 de enero el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 26,15\u00a0\u20ac\/MWh. Este precio fue el m\u00e1s elevado de los \u00faltimos dos a\u00f1os. Estos incrementos se vieron favorecidos por las bajas temperaturas en el hemisferio norte. Pero, posteriormente, los precios volvieron a descender influenciados por la recuperaci\u00f3n de las temperaturas, estabiliz\u00e1ndose alrededor de los 20\u00a0\u20ac\/MWh el resto del mes.<\/p>\n

Por otra parte, el valor promedio registrado durante el mes de enero fue de 20,40\u00a0\u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de diciembre de 2020, de 16,29\u00a0\u20ac\/MWh, el promedio aument\u00f3 un 25%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de enero de 2020, cuando el precio promedio fue de 11,23\u00a0\u20ac\/MWh, hubo una subida del 82%.<\/p>\n

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2021, durante el mes de enero, se mantuvieron por encima de los 30\u00a0\u20ac\/t. El precio de cierre m\u00ednimo mensual, de 31,62\u00a0\u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el lunes 18 de enero. En cambio, el precio de cierre m\u00e1ximo, de 34,91\u00a0\u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el viernes 8 de enero. Este precio fue el m\u00e1s elevado desde noviembre de 2018.<\/p>\n

Por otra parte, el precio promedio en enero fue de 33,54\u00a0\u20ac\/t, un 8,0% mayor al del mes de diciembre de 2020, de 31,06\u00a0\u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mes de enero de 2020 para el producto de diciembre de ese a\u00f1o, de 24,50\u00a0\u20ac\/t, el promedio de enero de 2021 fue un 37% superior.<\/p>\n

La evoluci\u00f3n de los precios del gas y la ausencia de subastas durante la mayor parte del mes ejercieron su influencia sobre los precios de los futuros de los derechos de emisi\u00f3n en el mes de enero.<\/p>\n

AleaSoft - Precios gas carbon Brent CO2<\/a> Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft de la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda y perspectivas a partir de 2021<\/h2>\n

En AleaSoft<\/strong> se est\u00e1 organizando desde finales del a\u00f1o pasado una serie de webinars<\/a> para analizar las \u201cPerspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa a partir de 2021\u201d. El pr\u00f3ximo encuentro<\/a> se realizar\u00e1 el 18 de febrero y contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de ponentes de Engie<\/strong>, que hablar\u00e1n sobre los PPA<\/strong> y la coexistencia de los mismos con las subastas de renovables<\/strong><\/a>. La cuarta parte de esta serie de webinars se est\u00e1 organizando para el 18 de marzo, contando en esta ocasi\u00f3n con la presencia de ponentes de EY<\/strong> (Ernst\u00a0&<\/strong>\u00a0Young)<\/strong>.<\/p>\n

El pasado 28 de enero AleaSoft<\/strong> particip\u00f3 en un evento privado con inversores institucionales organizado por el banco de inversiones norteamericano J.P. Morgan<\/strong>. En este encuentro se hizo patente el inter\u00e9s internacional que han despertado los resultados de las subastas de renovables en Espa\u00f1a<\/a>. Las perspectivas del mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol en el largo plazo seg\u00fan las previsiones de AleaSoft<\/strong> fue el principal tema tratado, suscitando un gran inter\u00e9s la previsi\u00f3n de precios capturados por las renovables<\/strong>, sobre todo por la fotovoltaica<\/strong>, as\u00ed como el impacto que tendr\u00e1 en la demanda el\u00e9ctrica el incremento de los veh\u00edculos el\u00e9ctricos<\/strong> y la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno verde<\/strong>.<\/p>\n

El d\u00eda 4 de febrero en AleaSoft<\/strong> se realizar\u00e1 un taller<\/a> para mostrar a Alea Energy Database (AleaApp)<\/strong><\/a>, una herramienta que compila los datos de los mercados de energ\u00eda y facilita su visualizaci\u00f3n y an\u00e1lisis mediante gr\u00e1ficos comparativos de varias variables, c\u00e1lculo de la media m\u00f3vil, cambios de temporalidad de las series, entre otros.<\/p>\n

Por otra parte, el d\u00eda 11 de febrero se realizar\u00e1 un taller<\/a> orientado a los agentes que operan en los mercados spot y de futuros de electricidad, que tiene como objetivo mostrar c\u00f3mo se pueden aprovechar al m\u00e1ximo las previsiones de precios de mercado de medio plazo y estocasticidad<\/a>.<\/p>\n

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

AleaSoft, 1 de febrero de 2021. Como era de esperar tras los altos precios de la primera mitad de enero, que alcanzaron valores r\u00e9cord en algunos mercados, los precios mensuales de los mercados el\u00e9ctricos europeos subieron de forma interanual y respecto a diciembre de 2020. 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