{"id":117981,"date":"2021-08-26T14:19:13","date_gmt":"2021-08-26T12:19:13","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=117981"},"modified":"2021-08-31T14:15:06","modified_gmt":"2021-08-31T12:15:06","slug":"mercado-britanico-n2ex-lidero-ranking-precios-mas-altos-europa-primer-semestre-2021","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/mercado-britanico-n2ex-lidero-ranking-precios-mas-altos-europa-primer-semestre-2021\/","title":{"rendered":"El mercado brit\u00e1nico N2EX lider\u00f3 el ranking de los precios m\u00e1s altos de Europa en el primer semestre de 2021"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 26 de agosto de 2021. Los precios del mercado N2EX fueron los m\u00e1s altos de Europa en el primer semestre de 2021, alcanzando en enero r\u00e9cords mensuales, diarios y horarios. La producci\u00f3n con gas cubri\u00f3 casi la mitad de la generaci\u00f3n lo que lo hizo sensible a los altos precios del gas. En mayo se estren\u00f3 el mercado de CO2<\/sub> brit\u00e1nico UK ETS y sus precios tambi\u00e9n fueron elevados. La e\u00f3lica se posicion\u00f3 en segundo lugar en cuanto a aportaci\u00f3n al mix de generaci\u00f3n, un mix en el que hay que destacar la presencia del almacenamiento.<\/strong><\/p>\n

Precios de electricidad<\/h2>\n

El mercado N2EX<\/strong> de Reino Unido fue durante todos los meses del primer semestre de 2021 el mercado europeo con los precios m\u00e1s altos. Sus precios en este per\u00edodo estuvieron en promedio aproximadamente 10 \u20ac\/MWh por encima de los del resto de mercados analizados en AleaSoft<\/strong>.<\/p>\n

Una particularidad del mercado de Reino Unido en este per\u00edodo fue que a partir de enero el mercado dej\u00f3 de estar integrado con el resto de mercados europeos, como consecuencia del Brexit, y dejaron de usar el algoritmo europeo de casaci\u00f3n Euphemia.  Tambi\u00e9n a partir del 1 de enero de este a\u00f1o el Reino Unido dej\u00f3 de participar en el R\u00e9gimen de Comercio de Derechos de Emisi\u00f3n de la Uni\u00f3n Europea (EU ETS<\/strong> por sus siglas en ingl\u00e9s), el cual fue reemplazado por el UK ETS<\/strong> (UK Emissions Trading Scheme) que comenz\u00f3 a operar el 19 de mayo.<\/p>\n

El precio promedio de los primeros seis meses de 2021 en el mercado N2EX fue de 68,64 \u00a3\/MWh. Este valor representa un incremento del 64% respecto al semestre anterior y del 141% respecto al mismo per\u00edodo de 2020.<\/p>\n

AleaSoft - Precios mercados electricos europeos n2ex uk<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de , MIBEL, IPEX y Nord Pool.<\/span><\/div>\n

A escala mensual, el mes de enero de 2021 marc\u00f3 un r\u00e9cord de al menos los \u00faltimos 11 a\u00f1os. Con un precio promedio de 80,26 \u00a3\/MWh super\u00f3 con creces el r\u00e9cord anterior de 66,47 \u00a3\/MWh marcado en septiembre de 2018. Este elevado precio en enero se debi\u00f3 a un aumento generalizado de la demanda no solo en Gran Breta\u00f1a sino en toda Europa, producto de un descenso de las temperaturas. En los siguientes meses los precios se redujeron tras el paso de la ola de fr\u00edo de enero, pero a finales del semestre volvieron a subir, esta vez impulsados fundamentalmente por la subida de precios del gas. Adem\u00e1s, los precios de los futuros de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el UK ETS han sido elevados desde que comenz\u00f3 a funcionar el mercado, con valores superiores a las 43,90 \u00a3\/t hasta el final del semestre, a lo que hay que a\u00f1adir el Carbon Support Price<\/strong> que deben pagar los generadores de electricidad con combustibles f\u00f3siles en Reino Unido cuyo m\u00e1ximo se encuentra actualmente en 18 \u00a3\/t.<\/p>\n

Observando los precios promedio diarios, en enero el mercado de Reino Unido rompi\u00f3 dos veces su r\u00e9cord de mayor precio de al menos la \u00faltima d\u00e9cada, quedando fijado finalmente el 13 de enero en 198,79 \u00a3\/MWh.<\/p>\n

AleaSoft - Precios diarios mercado n2ex uk<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de Nord Pool.<\/span><\/div>\n

Por otra parte, analizando los precios horarios es donde se observan los casos m\u00e1s extremos. El mi\u00e9rcoles 13 de enero a las 7 de la tarde se alcanz\u00f3 un precio de nada menos que 1499,62 \u00a3\/MWh. Esta cifra representa el r\u00e9cord de precio horario m\u00e1ximo de al menos los \u00faltimos once a\u00f1os.<\/p>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

La demanda de Gran Breta\u00f1a aument\u00f3 un 7,1% en t\u00e9rminos interanuales durante el primer semestre de 2021. La demanda total durante este per\u00edodo fue de 126 TWh. El semestre comenz\u00f3 con un ascenso mensual interanual del 3,0% en el mes de enero, por haber sido el enero m\u00e1s fr\u00edo de los \u00faltimos diez a\u00f1os<\/a> En los meses de febrero y marzo hubo ca\u00eddas respecto a los mismos meses de 2020, que fueron inferiores al 4,0%. Ya a partir de abril, y hasta junio de 2021, se registraron subidas interanuales considerables por encima del 10,0%, que alcanzaron hasta un 22% en el mes de mayo. Espec\u00edficamente, en estos meses se manifest\u00f3 la recuperaci\u00f3n de la actividad laboral e industrial respecto al mismo per\u00edodo de 2020, el cual estuvo afectado por las medidas de confinamiento instauradas a finales del mes de marzo de 2020.<\/p>\n

La variaci\u00f3n de los meses de enero a junio de 2021 fue del 4,1% al comparar respecto al semestre anterior. En estos primeros seis meses de 2021 el valor diario m\u00e1s alto fue de 898 GWh el 7 de enero de 2021, que represent\u00f3 la mayor demanda diaria desde el 31 de enero de 2019. Como sucede habitualmente, estos altos valores de enero hicieron que este mes fuese el de mayor demanda en el primer semestre con 25 TWh, mientras que junio fue el de menor registro con 18 TWh.<\/p>\n

AleaSoft - demanda electricidad diaria francia<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de National Grid.<\/span><\/div>\n

Producci\u00f3n por tecnolog\u00edas<\/h2>\n

La producci\u00f3n con gas<\/strong> es con diferencia la que m\u00e1s aporta al mix de generaci\u00f3n de electricidad de Gran Breta\u00f1a. En el primer semestre de 2021, la generaci\u00f3n con este combustible f\u00f3sil aument\u00f3 un 31% en t\u00e9rminos interanuales y un 4,9% con respecto al segundo semestre de 2020, aportando un 43% de la generaci\u00f3n total en el conjunto de los seis primeros meses del a\u00f1o. En los pr\u00f3ximos a\u00f1os, el gas continuar\u00e1 presente en Gran Breta\u00f1a como fuente de respaldo de las tecnolog\u00edas renovables<\/strong>.<\/p>\n

La producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> ocup\u00f3 el segundo lugar en el mix de generaci\u00f3n de Gran Breta\u00f1a con una cuota del 23%, aunque este porcentaje es ligeramente menor al 29% y 25% alcanzados en el primer y segundo semestres de 2020, cuando tambi\u00e9n ocup\u00f3 el segundo lugar. De hecho, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda disminuy\u00f3 un 16% respecto al primer semestre de 2020 y un 8,0% respecto al segundo. Se espera que la capacidad instalada de esta tecnolog\u00eda contin\u00fae aumentando en los pr\u00f3ximos a\u00f1os y que en 2030 pueda proveer m\u00e1s de la mitad de la demanda el\u00e9ctrica del pa\u00eds.<\/p>\n

La tercera tecnolog\u00eda en cuanto a aportaci\u00f3n al mix de generaci\u00f3n en los primeros seis meses de 2021 fue la nuclear, con un 17%, una posici\u00f3n que tambi\u00e9n ocup\u00f3 en los dos semestres anteriores, en ambos casos con un 19% de toda la producci\u00f3n. Comparado con los dos semestres anteriores, la producci\u00f3n nuclear<\/strong> baj\u00f3 un 8,0% y un 9,3% respecto al primer y segundo semestres de 2020, respectivamente. Est\u00e1 planificado que en esta d\u00e9cada se cierren siete de las ocho centrales nucleares existentes.<\/p>\n

AleaSoft - produccion electricidad mensual tecnologias gran bretanna<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft usando datos de National Grid.<\/span><\/div>\n

La producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 un 24% en el primer semestre del a\u00f1o respecto al semestre anterior pero cay\u00f3 un 12% en t\u00e9rminos interanuales. Con un 4,8% de la producci\u00f3n total, fue la quinta tecnolog\u00eda en cuanto a aportaci\u00f3n al mix de generaci\u00f3n, por detr\u00e1s de la biomasa<\/strong> que represent\u00f3 un 7,6% en este per\u00edodo. En los pr\u00f3ximos a\u00f1os se espera que la capacidad solar contin\u00fae aumentando pero a un ritmo m\u00e1s moderado que el de la e\u00f3lica.<\/p>\n

Cabe destacar la presencia del almacenamiento<\/strong> en el mix de generaci\u00f3n brit\u00e1nico. Aunque a\u00fan su aportaci\u00f3n es baja, en el primer semestre del a\u00f1o la electricidad procedente del almacenamiento aument\u00f3 un 30% y un 7,3% respecto al primer y segundo semestres de 2020, respectivamente.<\/p>\n

AleaSoft - mix generacion electricidad gran bretanna<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft usando datos de National Grid.<\/span><\/div>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante los primeros seis meses de 2021 los precios de los futuros de electricidad para el siguiente a\u00f1o calendario 2022 registraron un comportamiento claramente creciente. Tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE estos futuros se incrementaron en m\u00e1s de un 22% durante este per\u00edodo.<\/p>\n

En la \u00faltima sesi\u00f3n del primer semestre de 2021 los precios de este producto en los mercados EEX e ICE fueron de 72,96 \u00a3\/MWh y 73,03 \u00a3\/MWh respectivamente.<\/p>\n

AleaSoft - Precios futuros electriciad cal 22 uk<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de EEX e ICE.<\/span><\/div>\n

Intercambios internacionales<\/h2>\n

El saldo de los intercambios internacionales de Reino Unido fue importador durante el primer semestre de 2021 al igual que en los dos semestres anteriores. El mayor volumen de intercambios se registr\u00f3 entre Reino Unido y Francia, con un saldo importador de 8,3 TWh, que represent\u00f3 un aumento del 52% con respecto a la primera mitad de 2020 y del 140% respecto a la segunda mitad de ese mismo a\u00f1o. De todas las interconexiones, la \u00fanica que registr\u00f3 un saldo exportador durante el primer semestre de 2021 fue la de Irlanda con 0,2 TWh, al contrario de lo que se registr\u00f3 en ambos semestres de 2020 en los cuales el saldo fue importador. Cabe destacar que la interconexi\u00f3n con Irlanda fue adem\u00e1s la de menor volumen de intercambios de energ\u00eda, con s\u00f3lo 0,8 TWh en el primer semestre de 2021.<\/p>\n

AleaSoft - intercambios internacionales electricidad uk<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft usando datos de ENTSO E.<\/span><\/div>\n

A las interconexiones con Francia, B\u00e9lgica, Irlanda y Pa\u00edses Bajos se sum\u00f3 la interconexi\u00f3n con Noruega, a trav\u00e9s del enlace del Mar del Norte terminado en junio de 2021. Este enlace, que es hasta el momento el cable de transporte de energ\u00eda submarino m\u00e1s largo del mundo con 730 km de largo, fue propuesto en 2003 y comenz\u00f3 la fase de pruebas a mediados de junio de 2021. Tambi\u00e9n se encuentra en construcci\u00f3n el Viking Link con Dinamarca que se espera que en 2023 rebase en 10 km al enlace del Mar del Norte y as\u00ed continuar disputando el r\u00e9cord mundial del enlace de transporte de energ\u00eda submarino m\u00e1s largo.<\/p>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft sobre las perspectivas del mercado de energ\u00eda en Reino Unido<\/h2>\n

En el contexto de incertidumbre con la salida del Reino Unido de la Uni\u00f3n Europea y la situaci\u00f3n de precios altos en los mercados, es muy importante contar con previsiones de base cient\u00edfica que ofrezcan una imagen de cu\u00e1l es la tendencia del mercado a largo plazo para poder minimizar los riesgos en la toma de decisiones. En AleaSoft<\/strong> se realizan informes de previsiones de mercados europeos, incluido el mercado de Reino Unido, que reflejan el comportamiento esperado en el medio y largo plazo. Para estos informes actualmente se encuentra vigente una promoci\u00f3n especial<\/a>.<\/p>\n

Para potenciar el conocimiento y el intercambio entre todos los agentes de mercado, en AleaSoft<\/strong> se organizan webinars en los que se analizan y debaten temas relativos al sector el\u00e9ctrico europeo. El pr\u00f3ximo encuentro est\u00e1 fijado para el 7 de octubre y contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de ponentes de Deloitte<\/strong>, que junto a los habituales de AleaSoft<\/strong> analizar\u00e1n el estado de los mercados el\u00e9ctricos europeos a la salida de la crisis, un a\u00f1o despu\u00e9s del que se realizara con estos mismos ponentes en octubre de 2020<\/a>. La inscripci\u00f3n para asistir a este webinar ya est\u00e1 abierta<\/a>. Entre otros asuntos se abordar\u00e1n la financiaci\u00f3n de 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>\nPromoci\u00f3n precios corto y medio plazo<\/a>