{"id":119500,"date":"2021-10-01T15:14:43","date_gmt":"2021-10-01T13:14:43","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=119500"},"modified":"2021-10-01T15:14:46","modified_gmt":"2021-10-01T13:14:46","slug":"subidas-precios-mercados-electricos-europeos-tercer-trimestre-2021-crisis-energetica","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/subidas-precios-mercados-electricos-europeos-tercer-trimestre-2021-crisis-energetica\/","title":{"rendered":"Subidas de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos en el tercer trimestre de 2021 en medio de la crisis energ\u00e9tica"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 1 de octubre de 2021. El aumento de los precios de los combustibles, que en el caso del gas ha llegado a m\u00e1ximos hist\u00f3ricos, ha desembocado en una subida generalizada de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos en el contexto actual de crisis energ\u00e9tica. Los precios del tercer trimestre de 2021 son los m\u00e1s altos de la historia, un r\u00e9cord que ocupa septiembre en el an\u00e1lisis mensual, y se registraron m\u00e1ximos diarios y horarios. A su vez los precios del CO2<\/sub> fueron los m\u00e1s altos de la historia impulsando tambi\u00e9n las subidas.<\/strong><\/p>\n

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

La producci\u00f3n solar <\/strong>aument\u00f3 un 23% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica durante el tercer trimestre de 2021 en comparaci\u00f3n con el mismo trimestre del a\u00f1o 2020, mientras que en el mercado franc\u00e9s se registr\u00f3 un aumento del 6,4%. Por el contrario, en el mercado italiano la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda fue un 2,5% inferior y en el mercado alem\u00e1n termin\u00f3 siendo muy similar a la registrada en el tercer trimestre de 2020.<\/p>\n

Si se compara la producci\u00f3n solar del tercer trimestre de 2021 con respecto a la del trimestre anterior, fue un 7,8% mayor en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. En el resto de los mercados la variaci\u00f3n fue negativa, destac\u00e1ndose la reducci\u00f3n del 14% en el mercado alem\u00e1n. En el mercado italiano la producci\u00f3n se redujo un 6,9% y en el franc\u00e9s cay\u00f3 un 0,2%.<\/p>\n

Durante el tercer trimestre de 2021 destaca el nuevo r\u00e9cord hist\u00f3rico horario de producci\u00f3n solar alcanzado el 6 de agosto a las 14:00 en el mercado espa\u00f1ol, de 11 GWh. Similarmente, el 8 de agosto se registr\u00f3 un r\u00e9cord horario en el mercado portugu\u00e9s, de 913 MWh a las 13:00 en horario local.<\/p>\n

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

Durante el tercer trimestre de 2021 la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 un 7,4% en el mercado italiano en comparaci\u00f3n con el tercer trimestre de 2020. Por el contrario cay\u00f3 un 4,8% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, un 3,3% en el mercado franc\u00e9s y un 2,7% en el mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

En la comparaci\u00f3n entre el tercer trimestre de 2021 y el segundo trimestre del mismo a\u00f1o, se hizo notable la reducci\u00f3n generalizada de la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La menor ca\u00edda fue del 6,0% y se registr\u00f3 en el mercado portugu\u00e9s, mientras que la mayor reducci\u00f3n fue del 26% en el mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

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

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

La demanda el\u00e9ctrica<\/strong> tuvo un comportamiento diverso en el tercer trimestre de 2021 respecto al mismo trimestre del a\u00f1o anterior en los mercados europeos. Por una parte, los mayores ascensos se registraron en los mercados de Alemania y Gran Breta\u00f1a, y fueron del 4,5% y 3,6% respectivamente. Mientras que, por otro lado, las ca\u00eddas m\u00e1s notables fueron en Pa\u00edses Bajos y Portugal, del 3,6% y 1,3% en cada caso. En el mercado franc\u00e9s la bajada interanual fue del 0,5%, manteniendo la tendencia de descenso interanual para el tercer trimestre que comenz\u00f3 en 2017. Las temperaturas medias<\/strong> decrecieron en la mayor\u00eda de mercados europeos si se comparan los valores registrados en el tercer trimestre de 2021 con los del mismo per\u00edodo de 2020, excepto en Gran Breta\u00f1a e Italia donde se incrementaron hasta 0,5 \u00b0C. Las ca\u00eddas interanuales de las temperaturas medias estuvieron entre 0,3 \u00b0C y 1,3 \u00b0C.<\/p>\n

Comparando respecto al conjunto de los tres meses anteriores, en los meses de julio a septiembre de 2021 se registraron descensos de la demanda el\u00e9ctrica en la mayor parte de los mercados europeos. Las disminuciones m\u00e1s notables de la demanda en este per\u00edodo se registraron en Francia y Gran Breta\u00f1a, las cuales fueron del 11% y 6,1% respectivamente. En cuanto a las subidas, en los mercados de Italia y Espa\u00f1a se registraron las m\u00e1s importantes, con variaciones del 6,8% y 3,5% respectivamente. Las temperaturas se incrementaron como era de esperar durante el verano, subiendo hasta 6,7 \u00b0C en Italia. En particular, se registraron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos de temperatura en Espa\u00f1a e Italia durante la segunda semana de agosto<\/a>.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electrica mensual Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting 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 septiembre de 2021 se alcanzaron r\u00e9cords de precios mensuales m\u00e1ximos en todos los mercados europeos. El precio promedio mensual super\u00f3 los 125 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un promedio de 86,01 \u20ac\/MWh. Por otra parte, el precio promedio mensual m\u00e1s elevado, de 220,94 \u20ac\/MWh, fue el del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, seguido por el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, de 158,59 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 128,37 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania y los 156,53 \u20ac\/MWh del mercado MIBEL<\/strong> de Portugal.<\/p>\n

En el caso de los precios promedio del tercer trimestre del a\u00f1o, superaron los 100 \u20ac\/MWh en varios mercados, y fueron los m\u00e1s altos de todos los trimestres de la historia en todos los mercados. El precio m\u00e1s elevado, de 151,05 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 en el mercado N2EX, mientras que el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 68,27 \u20ac\/MWh. El resto de los mercados registraron promedios trimestrales entre los 96,58 \u20ac\/MWh del mercado franc\u00e9s y los 124,18 \u20ac\/MWh del mercado italiano.<\/p>\n

Los precios del tercer trimestre de 2021 tambi\u00e9n aumentaron en todos los mercados europeos analizados, tanto respecto al trimestre anterior como respecto al mismo trimestre de 2020. Respecto al segundo trimestre de 2021, las subidas superaron el 50% en todos los mercados y la mayor fue la del mercado brit\u00e1nico, del 78%. Respecto al mismo trimestre de 2020, todos los aumentos de precios superaron el 145% y el merado Nord Pool tuvo la mayor subida, del 669%.<\/p>\n

Al final del tercer trimestre, el aumento de los precios llev\u00f3 a que se alcanzaran precios horarios y diarios r\u00e9cords en casi todos los mercados europeos en el mes de septiembre. Pero, en el caso del mercado MIBEL, los r\u00e9cords fueron superados por los valores m\u00e1ximos hist\u00f3ricos alcanzados el d\u00eda 1 de octubre. Durante tres horas de ese d\u00eda, se alcanz\u00f3 un precio horario r\u00e9cord de 230 \u20ac\/MWh y el precio diario fue de 216,01 \u20ac\/MWh, el mayor de ese d\u00eda entre todos los mercados europeos analizados. Sin embargo, este precio todav\u00eda es bastante menor al precio diario m\u00e1ximo registrado en los mercados europeos en el tercer trimestre, de 496,56 \u20ac\/MWh. Este precio se alcanz\u00f3 el 15 de septiembre en el mercado brit\u00e1nico y fue el m\u00e1s alto de ese mercado al menos desde enero de 2010.<\/p>\n

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

Las subidas en los precios del tercer trimestre de 2021 se vieron favorecidas principalmente por el incremento de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>, pero adem\u00e1s por el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica trimestral en mercados como Alemania, Espa\u00f1a y Francia, as\u00ed como de la producci\u00f3n solar en Alemania e Italia.<\/p>\n

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

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Durante el tercer trimestre de 2021 los precios de los futuros de electricidad<\/strong> europeos para el siguiente trimestre registraron una tendencia alcista. En todos los mercados se incrementaron los precios durante el per\u00edodo. El mercado ICE<\/strong> de Reino Unido fue el de mayor subida, con un incremento del 138%, mientras que el mercado ICE de los pa\u00edses n\u00f3rdicos tuvo el aumento m\u00e1s moderado, al subir un 39%, fundamentalmente debido a una bajada que experiment\u00f3 en los \u00faltimos d\u00edas del trimestre. En general la subida en todos los mercados fue notable. Dejando a un lado a los mercados de la regi\u00f3n n\u00f3rdica, en el resto los precios se incrementaron entre la primera y \u00faltima sesiones del per\u00edodo en m\u00e1s de 60 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

AleaSoft - futuros electricidad q4 21<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de EEX, OMIP, ICE y NASDAQ.<\/span><\/div>\n

Los precios de los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2022 tambi\u00e9n subieron durante el tercer trimestre de 2021. El mercado ICE de Reino Unido tambi\u00e9n fue el de mayor subida en este producto, con un incremento del 97%, y el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fue el que tuvo el menor aumento, al subir un 34%. La mayor\u00eda de los mercados EEX<\/strong>, OMIP<\/strong> e ICE, salvo los de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, concluyeron el trimestre cotizando el producto del a\u00f1o siguiente por encima de los 100 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

AleaSoft - futuros electricidad cal 22<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de EEX, OMIP, ICE y NASDAQ.<\/span><\/div>\n

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> registraron un precio promedio trimestral de 73,23 $\/bbl en el tercer trimestre de 2021. Este valor es un 6,0% superior al alcanzado por los futuros Front\u2011Month en el segundo trimestre de 2021, de 69,08 $\/bbl, y un 69% mayor al correspondiente a los futuros Front\u2011Month negociados en el tercer trimestre de 2020, de 43,31 $\/bbl.<\/p>\n

Durante los meses de julio, agosto y septiembre los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent oscilaron entre los 68 $\/bbl y los 77 $\/bbl la mayor parte del tiempo. En este per\u00edodo, el aumento de la movilidad y la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica favorecieron la recuperaci\u00f3n de la demanda y los precios, aunque el incremento de la producci\u00f3n por parte de la OPEP+ evit\u00f3 mayores aumentos de precios. Precisamente, las noticias sobre las negociaciones del grupo productor marcaron la evoluci\u00f3n de los precios en julio. Por otra parte, las consecuencias de los huracanes Ida y Nicholas sobre los niveles de producci\u00f3n de Estados Unidos tambi\u00e9n ejercieron su influencia sobre los precios en agosto y septiembre.<\/p>\n

Por otra parte, el lunes 27 de septiembre se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1s alto de los \u00faltimos tres a\u00f1os, de 79,53 $\/bbl, aunque los precios descendieron en los \u00faltimos d\u00edas del trimestre, influenciados por la fortaleza del d\u00f3lar y el aumento de las reservas estadounidenses, as\u00ed como por las expectativas sobre la pr\u00f3xima reuni\u00f3n de la OPEP+. Las decisiones que se adopten en esta reuni\u00f3n, prevista para el lunes 4 de octubre, tambi\u00e9n ejercer\u00e1n su influencia sobre los precios. Un posible incremento de la oferta prevista por parte de la OPEP+ podr\u00eda frenar las subidas de precios.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, durante el tercer trimestre de 2021 presentaron una tendencia al alza, que fue m\u00e1s pronunciada en el mes de septiembre. Como consecuencia, el promedio de dicho mes, de 66,20 \u20ac\/MWh, fue un 48% mayor al de agosto y el m\u00e1s elevado de los \u00faltimos ocho a\u00f1os. El precio de cierre del \u00faltimo d\u00eda del trimestre tambi\u00e9n alcanz\u00f3 un valor r\u00e9cord de 97,77 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por lo que respecta al valor promedio registrado durante el tercer trimestre por estos futuros, fue de 49,14 \u20ac\/MWh, tambi\u00e9n el m\u00e1s elevado al menos desde octubre de 2013. En comparaci\u00f3n con el de los futuros Front\u2011Month negociados en el segundo trimestre de 2021, de 24,79 \u20ac\/MWh, el promedio aument\u00f3 un 98%. Si se compara con los futuros Front\u2011Month negociados en el tercer trimestre de 2020, cuando el precio promedio fue de 8,17 \u20ac\/MWh, hubo una subida del 501%.<\/p>\n

Los niveles bajos de las reservas de gas y la oferta insuficiente para cubrir la demanda favorecieron la tendencia ascendente registrada por los precios de los futuros del gas durante todo el tercer trimestre de 2021. La decisi\u00f3n de Rusia de no incrementar el suministro de gas a Europa a trav\u00e9s de Ucrania a partir de octubre tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a las subidas al final del trimestre.<\/p>\n

En el inicio del cuarto trimestre, los niveles de las reservas todav\u00eda siguen bajos cuando se acerca el invierno lo que continuar\u00e1 ejerciendo su influencia al alza sobre los precios. Esta tendencia podr\u00eda cambiar con la entrada en funcionamiento del gaseoducto Nord Stream 2, que permitir\u00eda aumentar el suministro de gas procedente de Rusia, aunque esto no se espera que suceda hasta principios de 2022.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios 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, estos aumentaron de julio a septiembre. Como consecuencia, el lunes 27 de septiembre, se alcanz\u00f3 un precio de cierre m\u00e1ximo hist\u00f3rico, de 64,37 \u20ac\/t.<\/p>\n

En el tercer trimestre de 2021, los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> alcanzaron un precio promedio de 57,12 \u20ac\/t, el mayor de la historia, que representa un incremento del 14% respecto al del segundo trimestre de 2021, de 50,27 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del tercer trimestre de 2020 para el contrato de referencia de diciembre de ese a\u00f1o, de 27,41 \u20ac\/t, el promedio del tercer trimestre de 2021 es un 108% superior.<\/p>\n

El aumento de la demanda favoreci\u00f3 el incremento de los precios de los derechos de emisi\u00f3n en el tercer trimestre de 2021. Esta tendencia al alza se vio reforzada por movimientos especulativos en el mercado. Adem\u00e1s, al principio del trimestre, las noticias sobre las medidas de la Comisi\u00f3n Europea para impulsar la reducci\u00f3n de las emisiones tambi\u00e9n contribuyeron a las subidas de precios. Esto tambi\u00e9n ocurri\u00f3 debido al descenso del n\u00famero de subastas en la primera semana de septiembre.<\/p>\n

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

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

La crisis energ\u00e9tica<\/strong> actual y la situaci\u00f3n de precios altos de combustibles y electricidad en la que ha desembocado pone de manifiesto lo que siempre se ha comentado desde AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>: la importancia de definir una estrategia de compraventa de electricidad para minimizar el riesgo que suponen las situaciones de inestabilidad en los mercados. Una estrategia que contemple la firma de PPA<\/strong> adem\u00e1s de la participaci\u00f3n en los mercados spot y de futuros, y en la que se utilice como input previsiones de precios de mercados cient\u00edficas y coherentes con horizontes que abarquen el corto, medio y largo plazo<\/a>.<\/p>\n

El jueves 7 de octubre se realizar\u00e1 el webinar \u201cLos mercados de energ\u00eda en la salida de la crisis econ\u00f3mica un a\u00f1o despu\u00e9s<\/a>\u201d organizado por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> con la participaci\u00f3n de dos ponentes de Deloitte Espa\u00f1a<\/strong>: Pablo Castillo Lekuona<\/strong>, Senior Manager of Global IFRS & Offerings Services y Carlos Milans del Bosch<\/strong>, Partner of Financial Advisory, adem\u00e1s de Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0<\/strong>, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los cuales repiten casi un a\u00f1o despu\u00e9s del webinar realizado en octubre de 2020<\/a>. En el webinar se dar\u00e1 una visi\u00f3n actualizada de los temas analizados en aquella ocasi\u00f3n: evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda europeos en la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica, financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> e importancia de las previsiones en las auditor\u00edas<\/strong> y en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong><\/a>.<\/p>\n

En la segunda parte del webinar se realizar\u00e1 una mesa de an\u00e1lisis a partir las preguntas que se reciban en la que, adem\u00e1s de los ponentes, participar\u00e1 Antonio Delgado Rigal<\/strong>, CEO de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Las preguntas ser\u00e1n abiertas aunque pueden estar relacionadas con temas de actualidad y la visi\u00f3n de futuro de Deloitte Espa\u00f1a<\/strong> y AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> sobre el sector de la energ\u00eda, por ejemplo, sobre el impacto y consecuencias del Real Decreto\u2011Ley 17\/2021<\/strong> aprobado por el Gobierno espa\u00f1ol y sobre la necesidad de previsiones de precios de largo plazo en el mercado el\u00e9ctrico para las inversiones y para las auditor\u00edas. Las preguntas se pueden enviar a webinar@aleasoft.com<\/a>. Se intentar\u00e1n contestar en la mesa de an\u00e1lisis posterior al webinar o posteriormente por correo.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\nPrevisiones de largo plazo<\/a>\n