{"id":116174,"date":"2021-07-01T19:11:28","date_gmt":"2021-07-01T17:11:28","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=116174"},"modified":"2021-07-02T11:02:56","modified_gmt":"2021-07-02T09:02:56","slug":"maximos-historicos-mercados-energia-europeos-primera-mitad-2021","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/maximos-historicos-mercados-energia-europeos-primera-mitad-2021\/","title":{"rendered":"M\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los mercados de energ\u00eda europeos en la primera mitad de 2021"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 1 de julio de 2021. El primer semestre de 2021 estuvo caracterizado por el aumento de los precios del CO2<\/sub> y el gas hasta m\u00e1ximos hist\u00f3ricos y por el efecto que esto provoc\u00f3 en los mercados el\u00e9ctricos spot y de futuros, donde los precios tambi\u00e9n subieron de forma generalizada. En junio se alcanz\u00f3 el mayor precio mensual de la historia o de los \u00faltimos a\u00f1os en casi todos los mercados europeos. La producci\u00f3n solar aument\u00f3 en todos los mercados y la e\u00f3lica en la mayor\u00eda.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar <\/strong>aument\u00f3 en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft<\/strong> durante el primer semestre de 2021. En el mercado alem\u00e1n, la producci\u00f3n aument\u00f3 un 0,4% en comparaci\u00f3n con el primer semestre de 2020. Aunque el incremento porcentual no parece significativo al ser inferior al 1,0%, hay que destacar que en junio de 2021 se registr\u00f3 la mayor producci\u00f3n mensual hist\u00f3rica para este mercado. En el mercado franc\u00e9s la producci\u00f3n con respecto al primer semestre de 2020 creci\u00f3 un 8,5% mientras que en Italia el aumento fue del 0,4%. El mayor incremento se registr\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, el cual fue de un 28%. En el mercado de Espa\u00f1a, la producci\u00f3n de mayo con esta tecnolog\u00eda fue la m\u00e1s alta de la historia, un r\u00e9cord que en Portugal se alcanz\u00f3 en el mes de junio.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el segundo semestre de 2021 tambi\u00e9n aument\u00f3 la producci\u00f3n solar en todos los mercados, registr\u00e1ndose el mayor incremento en el mercado alem\u00e1n, el cual fue de un 21%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft <\/strong>el aumento estuvo entre el 11% y el 13%.<\/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>
AleaSoft - Perfil produccion solar fotovoltaica Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

En cuanto a la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, durante el primer semestre de 2021 aument\u00f3 un 22% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica en comparaci\u00f3n con el primer semestre de 2020. En el mercado italiano el aumento fue de un 1,6% mientras que en los mercados de Francia y Alemania la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda se redujo un 6,0% en y un 20% respectivamente.<\/p>\n

Si la comparaci\u00f3n se hace respecto al segundo semestre de 2020, la producci\u00f3n e\u00f3lica aument\u00f3 en todos los mercados en el conjunto de los primeros seis meses de 2021. Los incrementos estuvieron entre el 2,1% del mercado alem\u00e1n y el 31% del mercado italiano.<\/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

El incremento de la actividad laboral e industrial respecto a los primeros seis meses de 2020<\/a> fue el factor principal en el ascenso interanual generalizado de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> del primer semestre de 2021 en los mercados europeos. Destacan los aumentos en Francia e Italia del 8,1% y 7,9% respectivamente. Los mercados de B\u00e9lgica y Gran Breta\u00f1a tambi\u00e9n registraron importantes subidas interanuales, que rondaron el 7,0%. En cuanto a las temperaturas medias<\/strong> de estos primeros seis meses de 2021 respecto al mismo per\u00edodo de 2020, la mayor\u00eda de mercados registr\u00f3 descensos de m\u00e1s de 1,5 \u00b0C.<\/p>\n

El mes de abril de 2021 represent\u00f3 el mayor salto respecto a 2020<\/a>, porque la mayor\u00eda de mercados registraron ascensos que sobrepasaron el 15%. En el mercado belga la demanda de cada mes del primer semestre de 2021 fue superior a la del mismo mes del a\u00f1o anterior. De forma similar, en Espa\u00f1a, Francia y Pa\u00edses Bajos la demanda mensual de cinco de los meses transcurridos de 2021 fue superior a la de 2020. La evoluci\u00f3n mensual de la demanda el\u00e9ctrica de Europa est\u00e1 disponible para su an\u00e1lisis en los observatorios de mercados de energ\u00eda AleaSoft<\/strong><\/a>.<\/p>\n

En la comparaci\u00f3n respecto al segundo semestre de 2020, la demanda se comport\u00f3 de forma dispar en los mercados de Europa. Por un lado, en Francia subi\u00f3 un 10%, as\u00ed como tambi\u00e9n hubo incrementos en B\u00e9lgica, Gran Breta\u00f1a y Alemania, que alcanzaron hasta un 4,3% en el primero de estos mercados. Mientras que, por otro lado, se registraron bajadas en los mercados de Espa\u00f1a, Italia y Portugal de entre un 1,5% y un 3,0%.<\/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 la primera mitad de 2021, los precios de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft<\/strong> aumentaron tanto respecto al semestre anterior como respecto al primer semestre de 2020. Al comparar los precios con los del semestre anterior, el mayor incremento fue el del mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, del 271%, seguido por el del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, del 71%. En cambio, los menores aumentos de precios fueron los del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Francia y B\u00e9lgica, del 44% en ambos casos. En el resto de los mercados, los incrementos estuvieron entre el 46% del mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos y el 51% del mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal.<\/p>\n

Por otra parte, los precios promedio de los primeros seis meses de 2021 se situaron por encima del doble de los registrados durante el primer semestre del a\u00f1o 2020. En este caso, a la subida de los precios registrada en los meses transcurridos de 2021 se a\u00f1ade que en el primer semestre de 2020 los precios hab\u00edan sido bajos por las consecuencias de las restricciones llevadas a cabo al inicio de la pandemia de la COVID\u201119<\/strong>. Nuevamente el mercado Nord Pool registr\u00f3 la mayor subida de precios, del 299%. Mientras que los mercados con las menores subidas fueron el mercado MIBEL, con un incremento del 102%, y el mercado IPEX <\/strong>de Italia, con un 108%. El resto de los mercados tuvieron subidas de precios entre el 119% de los Pa\u00edses Bajos y el 147% de Francia.<\/p>\n

Como consecuencia de estos aumentos, el precio promedio semestral fue superior a los 50 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool, que tuvo un promedio de 42,03 \u20ac\/MWh, pese a ser el mercado con los mayores incrementos porcentuales de precios. Esto es debido a los bajos precios registrados en 2020 en este mercado, a los cuales contribuy\u00f3 una elevada producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica<\/strong>. Por otra parte, el precio promedio semestral m\u00e1s elevado fue el del mercado N2EX, de 79,53 \u20ac\/MWh, seguido por el promedio del mercado IPEX, de 66,96 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados los precios se situaron entre los 54,96 \u20ac\/MWh del mercado alem\u00e1n y los 58,60 \u20ac\/MWh del mercado portugu\u00e9s.<\/p>\n

Adem\u00e1s, en el primer semestre de 2021, se alcanzaron precios medios mensuales m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados, en la mayor\u00eda de los casos en junio. El precio promedio de este mes fue el m\u00e1s alto de la historia en los mercados de Espa\u00f1a, Portugal y los Pa\u00edses Bajos, alcanzando valores de 83,30 \u20ac\/MWh, 83,29 \u20ac\/MWh y 76,46 \u20ac\/MWh respectivamente. En el caso de los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Francia e Italia, en junio de 2021, se registraron los promedios m\u00e1s elevados desde octubre de 2008, noviembre de 2018, enero de 2017 y agosto de 2012, respectivamente. En el caso del Reino Unido, aunque el promedio del mes de junio fue el mayor de la historia si se analizan los datos en euros, el precio mensual r\u00e9cord en este mercado, de 80,26 \u00a3\/MWh, se alcanz\u00f3 en enero de 2021. Mientras que el mercado Nord Pool alcanz\u00f3 en febrero de 2021 el precio mensual m\u00e1s alto desde enero de 2019.<\/p>\n

Por otra parte, el mercado brit\u00e1nico alcanz\u00f3 el precio promedio semestral m\u00e1s elevado de su historia en el primer semestre de 2021. En el caso del mercado alem\u00e1n, el promedio semestral fue el m\u00e1s alto desde el segundo semestre de 2008. El resto de los mercados registraron el promedio m\u00e1s alto de los \u00faltimos cinco semestres.<\/p>\n

En el primer semestre de 2021, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> fueron las causas m\u00e1s importantes del aumento de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos. Adem\u00e1s, la recuperaci\u00f3n de la demanda, especialmente respecto al mismo semestre de 2020, tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a las subidas de precios.<\/p>\n

AleaSoft - Paneles solares<\/a><\/div>\n

Sin embargo, las temperaturas menos fr\u00edas y el incremento de la producci\u00f3n renovable e\u00f3lica y solar en el mes de febrero frenaron las subidas durante ese mes en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos. En este per\u00edodo el mercado MIBEL se destac\u00f3 por presentar los promedios mensuales m\u00e1s bajos, de 28,19 \u20ac\/MWh para Portugal y 28,49 \u20ac\/MWh para Espa\u00f1a.<\/p>\n

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

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante el primer semestre de 2021 los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo a\u00f1o calendario 2022 tuvieron un comportamiento predominantemente ascendente en casi todos los mercados analizados en AleaSoft<\/strong>. La regi\u00f3n de los pa\u00edses n\u00f3rdicos es en la que los precios se comportaron de forma m\u00e1s estable, manteni\u00e9ndose en el rango de los 25 \u20ac\/MWh a los 30 \u20ac\/MWh durante todo el per\u00edodo.<\/p>\n

Por otra parte, en el resto de mercados los precios comenzaron una escalada a mediados de enero que no se detuvo hasta mediados de mayo. Durante la segunda quincena de mayo y hasta los primeros d\u00edas de junio, los precios se redujeron en la mayor\u00eda de mercados. Sin embargo durante el resto del mes de junio los precios volvieron a subir y de forma m\u00e1s acelerada.<\/p>\n

AleaSoft - Futuros electricidad cal22 primer semestre 2021<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de EEX, OMIP e ICE
* Los datos del mercado EEX de UK est\u00e1n expresados en \u00a3\/MWh<\/span><\/div>\n

La \u00faltima sesi\u00f3n de mercado del primer semestre termin\u00f3 con la mayor\u00eda de los mercados registrando su precio m\u00e1ximo en este per\u00edodo. El mercado EEX de Italia fue el de mayor precio durante pr\u00e1cticamente todo lo que ha transcurrido de 2021 y su precio r\u00e9cord en el primer semestre fue 80,41 \u20ac\/MWh alcanzado en la sesi\u00f3n del 30 de junio. Los mercados ICE y NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos se mantuvieron de manera muy marcada como los de menores precios, con valores muy similares y su m\u00ednimo durante el per\u00edodo fue de 25,30 \u20ac\/MWh y 25,20 \u20ac\/MWh respectivamente, registrados en la sesi\u00f3n del 15 de enero.<\/p>\n

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

Los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el contrato con vencimiento m\u00e1s cercano en el mercado ICE<\/strong> tuvieron una tendencia en general creciente durante el primer semestre de 2021. Registraron su precio de cierre m\u00ednimo, de 51,09 $\/bbl, en la primera sesi\u00f3n del semestre, el d\u00eda 4 de enero. En cambio, el precio de cierre m\u00e1ximo semestral, de 76,18 $\/bbl, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 25 de junio, el cual adem\u00e1s fue el precio de cierre m\u00e1s elevado desde octubre de 2018.<\/p>\n

Por otra parte, el precio promedio semestral fue de 65,05 $\/bbl. Este valor es un 47% superior al alcanzado por los futuros para el contrato con vencimiento m\u00e1s cercano en el semestre anterior, de 44,29 $\/bbl, y un 54% mayor al correspondiente a los futuros negociados en el primer semestre de 2020, de 42,30 $\/bbl.<\/p>\n

Durante el primer semestre de 2021, el avance en las campa\u00f1as de vacunaci\u00f3n contra la COVID\u201119<\/strong> y las expectativas de recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica favorecieron el aumento de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent. Tambi\u00e9n la OPEP+ fue adaptando su producci\u00f3n al ritmo de recuperaci\u00f3n de la demanda.<\/p>\n

En la primera mitad del semestre, pese a las restricciones de movilidad establecidas por la pandemia, el descenso de la producci\u00f3n en Estados Unidos por las bajas temperaturas del mes de febrero, los ataques a instalaciones petroleras saud\u00edes y el bloqueo del canal de Suez en marzo tambi\u00e9n ejercieron su influencia al alza sobre los precios.<\/p>\n

Pero, en la segunda mitad del semestre, las conversaciones para alcanzar un acuerdo en materia nuclear que permitir\u00eda levantar las sanciones a las exportaciones de crudo de Ir\u00e1n y la expansi\u00f3n de la variante Delta del coronavirus, que afect\u00f3 seriamente a un gran importador de petr\u00f3leo como la India, ejercieron su influencia a la baja sobre los precios.<\/p>\n

En la \u00faltima parte del semestre se fueron levantando las medidas de confinamiento en muchos pa\u00edses y aumentando la movilidad en Estados Unidos y Europa lo que contribuy\u00f3 a la recuperaci\u00f3n de la demanda. Sin embargo, la expansi\u00f3n de la variante Delta, m\u00e1s contagiosa, es a\u00fan una fuente de preocupaci\u00f3n. Adem\u00e1s, en los pr\u00f3ximos d\u00edas se espera que los precios se vean influenciados por los resultados de la reuni\u00f3n de la OPEP+ del 1 de julio donde decidir\u00e1n sus niveles de producci\u00f3n para los pr\u00f3ximos meses.<\/p>\n

Durante la mayor parte del primer semestre de 2021, los precios de los futuros de gas TTF<\/strong><\/a> en el mercado ICE para el contrato con vencimiento m\u00e1s cercano siguieron una tendencia ascendente. Como consecuencia, alcanzaron su precio m\u00e1ximo, de 34,62 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 30 de junio. Este precio fue el m\u00e1s alto de al menos los \u00faltimos siete a\u00f1os.<\/p>\n

Por otra parte, el valor promedio registrado durante el semestre fue de 21,68 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con los futuros para el contrato con vencimiento m\u00e1s cercano negociados en el semestre anterior, \u00e9ste aument\u00f3 un 88% desde los 11,51 \u20ac\/MWh. Si se compara con los futuros para el contrato con vencimiento m\u00e1s cercano negociados en el primer semestre de 2020, cuando el precio promedio fue de 7,63 \u20ac\/MWh, el incremento fue del 184%.<\/p>\n

Los episodios de bajas temperaturas y de alta demanda de gas en Asia contribuyeron al incremento de los precios. Estos llevaron a un pico de precios en la primera mitad de enero. En la \u00faltima parte del semestre, los niveles bajos de las reservas y los trabajos de mantenimiento, que causaron descensos del flujo de gas desde Noruega en mayo y junio, tambi\u00e9n favorecieron las subidas de precios. En general, la demanda de gas ha subido, con un gran impulso por parte de China, y tambi\u00e9n favorecida por el aumento de la demanda de este combustible para la generaci\u00f3n de electricidad en sustituci\u00f3n del carb\u00f3n, cuyos precios tambi\u00e9n han aumentado de forma considerable y se encuentran en niveles que no se ve\u00edan desde septiembre de 2011, y que adem\u00e1s se ve m\u00e1s afectada por el aumento de los precios del CO2<\/sub>. El suministro de gas no est\u00e1 siendo suficiente para cubrir toda la demanda y restablecer las reservas, lo que est\u00e1 impulsando la carrera alcista de los precios.<\/p>\n

Los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong><\/a> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2021 presentaron una tendencia, en general, ascendente durante el primer semestre del a\u00f1o. El precio de cierre m\u00ednimo semestral, de 31,62 \u20ac\/t, se registr\u00f3 el d\u00eda 18 de enero. En cambio, el precio de cierre m\u00e1ximo semestral, de 56,65 \u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 14 de mayo. La principal causa de esta subida de los precios es la especulaci\u00f3n que hay en el mercado. Tambi\u00e9n en abril la demanda aument\u00f3 porque a finales de ese mes se cumpl\u00eda el plazo para que las empresas entregaran los derechos correspondientes a 2020.<\/p>\n

Por otra parte, el precio promedio del semestre fue de 43,83 \u20ac\/t, un 59% superior al del semestre anterior para el producto de 2020, de 27,50 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del precio de los futuros negociados durante el primer semestre de 2020 para diciembre de ese a\u00f1o, de 22,05 \u20ac\/t, el promedio del primer semestre de 2021 fue un 99% superior.<\/p>\n

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

An\u00e1lisis de AleaSoft sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa<\/h2>\n

Los precios del gas est\u00e1n en m\u00e1ximos hist\u00f3ricos y los futuros apuntan a que se mantendr\u00e1n as\u00ed hasta el primer trimestre de 2022<\/a>. Los precios del CO2<\/sub><\/a> tambi\u00e9n contin\u00faan altos y han vuelto a superar los 56 \u20ac\/t el \u00faltimo d\u00eda de junio. En este contexto, en AleaSoft<\/strong> se est\u00e1 haciendo una promoci\u00f3n especial de los reportes de previsiones de precios de largo plazo de los mercados el\u00e9ctricos europeos<\/a>. Estas previsiones se realizan usando una metodolog\u00eda con base cient\u00edfica<\/strong> avalada por los m\u00e1s de 20 a\u00f1os que lleva AleaSoft<\/strong> trabajando para las principales empresas del sector de la energ\u00eda. En el siguiente gr\u00e1fico se muestra un ejemplo de la calidad y coherencia de una previsi\u00f3n de largo plazo del mercado MIBEL que se realiz\u00f3 en AleaSoft<\/strong> en el a\u00f1o 2010.<\/p>\n