{"id":117064,"date":"2021-08-02T15:20:47","date_gmt":"2021-08-02T13:20:47","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=117064"},"modified":"2021-08-02T15:20:49","modified_gmt":"2021-08-02T13:20:49","slug":"julio-2021-mes-records-mercados-energia-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/julio-2021-mes-records-mercados-energia-europeos\/","title":{"rendered":"Julio de 2021: Mes de r\u00e9cords en los mercados de energ\u00eda europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 2 de agosto de 2021. Los precios de todos los mercados europeos subieron en julio, alcanzando el mayor promedio mensual de la historia en varios mercados. En Italia y Reino Unido el precio mensual super\u00f3 los 100 \u20ac\/MWh. Tambi\u00e9n se registraron r\u00e9cords en los precios del gas y CO2<\/sub> de julio y subidas en los mercados de futuros de electricidad. En los mercados de Espa\u00f1a y Portugal la producci\u00f3n solar fue la m\u00e1s alta de la historia y la producci\u00f3n e\u00f3lica de Espa\u00f1a, Francia e Italia fue la m\u00e1s alta de un mes de julio hasta el momento.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar<\/strong> de julio registr\u00f3 m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los mercados de Espa\u00f1a y Portugal, al sumar 3407 GWh y 210 GWh respectivamente. Estos valores representan un aumento interanual del 28% en Espa\u00f1a y del 40% en Portugal. Al comparar la producci\u00f3n de julio con la de junio del mismo a\u00f1o, la subida en Espa\u00f1a y Portugal fue de un 13% y 15% en cada caso. En el caso de Espa\u00f1a, tanto la solar fotovoltaica<\/strong> como la termosolar<\/strong> registraron en julio el m\u00e1ximo hist\u00f3rico de producci\u00f3n hasta el momento, de 2528 GWh y 880 GWh respectivamente.<\/p>\n

Al hacer el an\u00e1lisis interanual de la producci\u00f3n solar en otros mercados europeos, en Alemania se registr\u00f3 un ligero incremento del 0,3% mientras que en Italia y Francia baj\u00f3 un 9,3% y 0,4% respectivamente. Si se hace la comparaci\u00f3n respecto a junio de 2021, en Francia la producci\u00f3n aument\u00f3 un 2,7% mientras que en Italia baj\u00f3 un 7,3% y en Alemania un 15%.<\/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>
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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

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 en julio en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados en AleaSoft<\/strong> respecto a junio de 2021 y a julio de 2020. La \u00fanica excepci\u00f3n fue el mercado alem\u00e1n donde la producci\u00f3n baj\u00f3 un 15% en t\u00e9rminos interanuales. El mayor incremento respecto a junio de 2021 se registr\u00f3 en el mercado franc\u00e9s, el cual fue de un 7,1%. En el caso de la comparaci\u00f3n con respecto a julio de 2020 el mayor aumento fue el del mercado italiano, con un 45%.<\/p>\n

En los mercados de Espa\u00f1a, Francia e Italia la producci\u00f3n e\u00f3lica de julio 2021 es la m\u00e1s alta de un mes de julio hasta el momento.<\/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

La evoluci\u00f3n de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> en Europa durante el mes de julio de 2021 estuvo influenciada en gran medida por el comportamiento de las temperaturas<\/strong>. En los mercados de Alemania, Gran Breta\u00f1a, Italia y Pa\u00edses Bajos la demanda el\u00e9ctrica aument\u00f3 de forma interanual en correspondencia con el aumento de las temperaturas. Tambi\u00e9n aument\u00f3 la demanda de B\u00e9lgica aunque en este caso hubo poca variaci\u00f3n en las temperaturas. El mayor incremento, del 7,5%, se registr\u00f3 en el mercado alem\u00e1n, seguido muy de cerca por el mercado de Gran Breta\u00f1a donde la demanda aument\u00f3 un 7,3%. Por otra parte, la demanda cay\u00f3 de forma interanual en los mercados de Francia, Espa\u00f1a y Portugal, siendo este \u00faltimo el mercado con la mayor ca\u00edda, del 1,4%.<\/p>\n

Si se compara la demanda de julio de 2021 con la de junio del mismo a\u00f1o, se registraron subidas en los mercados de Portugal, Espa\u00f1a, Italia, Gran Breta\u00f1a y Pa\u00edses Bajos, tambi\u00e9n en coherencia con el aumento de las temperaturas. En este caso el mayor incremento fue el del mercado italiano, de un 7,1%. Sin embargo la demanda baj\u00f3 en Alemania, Francia y B\u00e9lgica, este \u00faltimo con el mayor descenso, de un 5,2%.<\/p>\n

En los observatorios de mercados de energ\u00eda<\/a> de AleaSoft<\/strong> se puede hacer el seguimiento de la demanda el\u00e9ctrica as\u00ed como de otras variables de los mercados con datos que se actualizan diariamente.<\/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 julio de 2021, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 75 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft<\/strong>. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un promedio de 53,99 \u20ac\/MWh. En cambio, el precio promedio mensual m\u00e1s elevado, de 109,86 \u20ac\/MWh, fue el del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, seguido por el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, de 102,66 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 77,42 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT<\/strong> de B\u00e9lgica y los 92,60 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL<\/strong> de Portugal.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el mes de junio de 2021, en julio los precios promedio subieron en todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft<\/strong>. Las mayores subidas de precios, del 24%, el 21% y el 20%, se registraron en los mercados Nord Pool, IPEX y N2EX respectivamente, mientras que el menor aumento de precios, del 4,0%, fue el del mercado belga. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 6,6% del mercado franc\u00e9s y el 11% del mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal.<\/p>\n

Si se comparan los precios promedio del mes de julio con los registrados en el mismo mes de 2020, hubo incrementos de precios significativos en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool, del 2198%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 135% del mercado franc\u00e9s y el 237% del mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

Los elevados precios del mes de julio batieron r\u00e9cords en todos los mercados analizados. En el mercado belga se registr\u00f3 el promedio m\u00e1s alto desde noviembre de 2018, mientras que en los mercados de Francia, los pa\u00edses n\u00f3rdicos y Alemania el promedio de julio fue el mayor desde febrero de 2012, mayo de 2011 y octubre de 2008, respectivamente. En el resto de los mercados, en julio de 2021, se alcanzaron los precios promedio mensuales m\u00e1s elevados de la historia.<\/p>\n

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

En el mes de julio, pese al incremento de la producci\u00f3n renovable<\/strong> e\u00f3lica y solar en la mayor parte de Europa, el incremento de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados junto con los elevados precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> provocaron que los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos aumentaran, tanto respecto al mes anterior como respecto al mismo mes del a\u00f1o anterior.<\/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 mes de julio de 2021 los precios de los futuros de electricidad para el \u00faltimo trimestre del mismo a\u00f1o registraron una subida generalizada en los mercados europeos analizados en AleaSoft<\/strong>. El mercado ICE<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fue el de mayor subida con un 17%, seguido de cerca por el mercado NASDAQ<\/strong> de la misma regi\u00f3n con un 16% de aumento entre la primera y \u00faltima sesiones del mes. El mercado EEX<\/strong> de Francia fue en el que menos variaci\u00f3n hubo entre estas sesiones, con un 0,7% de incremento al cerrar el mes.<\/p>\n

Por otra parte, los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo a\u00f1o 2022 tuvieron un comportamiento diferente. Mientras que en la mayor\u00eda de los mercados europeos los precios tambi\u00e9n subieron al igual que con el producto trimestral entre las sesiones del 1 y 30 de julio, en el caso de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica los precios de estos futuros bajaron. El mercado EEX de Espa\u00f1a registr\u00f3 un descenso del 2,8%, mientras que el mercado OMIP <\/strong>de Espa\u00f1a y Portugal marc\u00f3 una bajada del 2,3% para ambos pa\u00edses. En el caso de los mercados en los que el precio aument\u00f3, la mayor subida se vio en el mercado NASDAQ de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un incremento del 7,7%.<\/p>\n

AleaSoft - Tabla precio liquidacion mercados futuros electricidad Europa Q1 y Y1<\/a><\/div>\n

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

Los precios de cierre de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para septiembre de 2021 en el mercado ICE<\/strong>, la primera mitad de julio, se mantuvieron por encima de los 73 $\/bbl, alcanzando el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 77,16 $\/bbl, el lunes 5 de julio. Sin embargo, los precios cayeron el lunes 19 de julio hasta los 68,62 $\/bbl, el cual fue el precio de cierre m\u00ednimo mensual y el m\u00e1s bajo desde finales de mayo para este producto. Pero, en los d\u00edas siguientes, los precios se recuperaron y en la \u00faltima sesi\u00f3n del mes, el viernes 30 de julio, el precio de cierre ya fue de 76,33 $\/bbl.<\/p>\n

Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 74,29 $\/bbl. Este valor es un 1,2% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en junio de 2021, de 73,41 $\/bbl. Tambi\u00e9n es un 72% mayor al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en julio de 2020, de 43,22 $\/bbl.<\/p>\n

Durante las primeras semanas de julio, la evoluci\u00f3n de las negociaciones de la OPEP+ sobre el aumento de su producci\u00f3n en los pr\u00f3ximos meses ejerci\u00f3 su influencia sobre los precios. Estas negociaciones se vieron bloqueadas en la primera semana de julio por la petici\u00f3n de Emiratos \u00c1rabes Unidos de un aumento de su cuota de producci\u00f3n nacional que reflejase su mayor capacidad productora. Finalmente, el domingo 18 de julio, la OPEP+ acord\u00f3 el incremento progresivo de su producci\u00f3n a partir de agosto, evaluando los resultados y el grado de cumplimiento de los pa\u00edses miembros en diciembre. El objetivo de este incremento de producci\u00f3n es adecuarla a la progresiva recuperaci\u00f3n de la demanda, evitando un aumento desproporcionado de los precios que pudiera poner en peligro el crecimiento econ\u00f3mico mundial. El acuerdo alcanzado favoreci\u00f3 que el lunes 19 de julio los precios cayeran un 6,8% respecto a la sesi\u00f3n anterior, aunque posteriormente estos se recuperaron.<\/p>\n

Por otra parte, la demanda sigui\u00f3 recuper\u00e1ndose en julio, favorecida por el incremento de la movilidad. Sin embargo, la expansi\u00f3n de la variante Delta del coronavirus contin\u00faa amenazando esta recuperaci\u00f3n.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el mes de agosto de 2021, registraron el precio de cierre m\u00ednimo mensual, de 32,34 \u20ac\/MWh, el d\u00eda 7 de julio, mientras que el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 41,15 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el jueves 29 de julio. Por lo que respecta al valor promedio registrado durante el mes de julio, este fue de 35,89 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de junio de 2021, de 28,91 \u20ac\/MWh, el promedio aument\u00f3 un 24%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de julio de 2020, cuando el precio promedio fue de 5,33 \u20ac\/MWh, hubo una subida del 573%.<\/p>\n

Despu\u00e9s de alcanzar el promedio mensual m\u00e1s elevado como m\u00ednimo desde octubre de 2013, los precios de los futuros de gas TTF para M+1 podr\u00edan continuar aumentando, ya que los niveles de las reservas de gas en Europa contin\u00faan siendo bajos para la \u00e9poca del a\u00f1o.<\/p>\n

En cuanto a 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, el d\u00eda 5 de julio registraron el precio de cierre m\u00e1ximo mensual, de 57,87 \u20ac\/t, que fue el m\u00e1s alto del \u00faltimo a\u00f1o. En cambio, el precio de cierre m\u00ednimo mensual de 50,81 \u20ac\/t, se registr\u00f3 el d\u00eda 22 de julio. A principios de julio los precios de los futuros de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> se vieron influenciados al alza por las filtraciones a la prensa sobre las medidas de la Comisi\u00f3n Europea para alcanzar los objetivos de reducci\u00f3n de emisiones. Estas medidas se anunciaron de manera oficial el d\u00eda 14 de julio.<\/p>\n

Por otra parte, el precio promedio en julio fue de 53,40 \u20ac\/t, un 0,9% mayor al del mes de junio de 2021, de 52,92 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mes de julio de 2020 para el contrato de referencia de diciembre de ese a\u00f1o, de 27,53 \u20ac\/t, el promedio de julio de 2021 es un 94% superior. Este valor mensual de julio es adem\u00e1s el m\u00e1s alto de la historia hasta el momento.<\/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

La situaci\u00f3n de precios altos de los mercados el\u00e9ctricos pone de manifiesto la necesidad de contar con una estrategia de compraventa de energ\u00eda basada en la diversificaci\u00f3n, que permita minimizar los riesgos de precios del mercado. Para esto es necesario contar con previsiones de precios de los mercados el\u00e9ctricos en los distintos horizontes. Actualmente en AleaSoft<\/strong> se est\u00e1n realizando promociones especiales de las previsiones de corto, medio<\/a> y largo plazo<\/a> para la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos.<\/p>\n

En AleaSoft<\/strong> se est\u00e1 organizando el webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica un a\u00f1o despu\u00e9s<\/a>\u201d, que se realizar\u00e1 el 7 de octubre. En esta ocasi\u00f3n se contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de ponentes de Deloitte<\/strong>, adem\u00e1s de los de AleaSoft<\/strong>. El an\u00e1lisis de la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda europeos tendr\u00e1 una perspectiva interanual, teniendo en cuenta que este webinar se realizar\u00e1 un a\u00f1o despu\u00e9s del realizado en octubre de 2020 en el que tambi\u00e9n participaron ponentes Deloitte. Adem\u00e1s se analizar\u00e1n las perspectivas sobre la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> y la importancia de las previsiones en las auditor\u00edas<\/strong> y en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong><\/a>.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\nPromoci\u00f3n precios corto y medio plazo<\/a>\n