{"id":121809,"date":"2021-11-22T14:22:52","date_gmt":"2021-11-22T13:22:52","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=121809"},"modified":"2021-11-22T14:22:55","modified_gmt":"2021-11-22T13:22:55","slug":"demanda-gas-co2-eclipsaron-eolica-provocando-aumentos-precios-mercados-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/demanda-gas-co2-eclipsaron-eolica-provocando-aumentos-precios-mercados-europeos\/","title":{"rendered":"La demanda, el gas y el CO2<\/sub> eclipsaron a la e\u00f3lica provocando aumentos de precios en los mercados europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 22 de noviembre de 2021. Los precios de la mayor\u00eda de mercados el\u00e9ctricos europeos subieron en la tercera semana de noviembre y el promedio semanal se ubic\u00f3 por encima de 200 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los casos. El aumento de la demanda y de los precios del gas y el CO2<\/sub>, este \u00faltimo hasta m\u00e1ximos hist\u00f3ricos, eclipsaron a la producci\u00f3n e\u00f3lica que aument\u00f3 en varios mercados. A estos elementos se uni\u00f3 una producci\u00f3n solar m\u00e1s baja en casi todos los mercados. Los futuros de electricidad tambi\u00e9n registraron subidas de forma generalizada.<\/strong><\/p>\n

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

Durante la semana del 15 de noviembre la producci\u00f3n solar<\/strong> se increment\u00f3 en un 12% en el mercado italiano en comparaci\u00f3n con la producci\u00f3n de la semana anterior. Sin embargo, en el mercado alem\u00e1n la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda descendi\u00f3 un 62%. En el mercado ib\u00e9rico y el franc\u00e9s las bajadas fueron de un 24% y un 22%, respectivamente, para el mismo per\u00edodo analizado.<\/p>\n

Para la \u00faltima semana de noviembre, las previsiones de producci\u00f3n solar de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican una recuperaci\u00f3n en el mercado alem\u00e1n respecto a la semana anterior. Por el contrario, en los mercados de Espa\u00f1a e Italia se prev\u00e9 una menor producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion 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

En la semana del 15 de noviembre la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 en la mayor\u00eda los mercados analizados respecto a la semana precedente. El mercado alem\u00e1n fue el de mayor incremento, de un 94%, seguido por el mercado ib\u00e9rico con un aumento del 41%, el cual estuvo impulsado en gran medida por la subida del 153% que se registr\u00f3 en Portugal. En el mercado italiano la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda fue muy similar a la de la semana anterior. La excepci\u00f3n fue el mercado franc\u00e9s, donde la producci\u00f3n e\u00f3lica cay\u00f3 un 22% para el mismo per\u00edodo.<\/p>\n

Para la semana del 22 de noviembre, las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican una mayor generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda en los mercados de Francia e Italia, mientras que para el resto de mercados se prev\u00e9 que la producci\u00f3n e\u00f3lica descender\u00e1.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion 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> registr\u00f3 subidas en la mayor\u00eda de mercados de Europa durante la semana del 15 de noviembre, respecto a la anterior. La disminuci\u00f3n de las temperaturas medias en casi todos los mercados favoreci\u00f3 el incremento de la demanda. El mercado franc\u00e9s registr\u00f3 una subida de la demanda del 4,5% y mantuvo la tendencia ascendente por quinta semana consecutiva. En el resto de mercados donde la demanda aument\u00f3, los ascensos fueron en su mayor\u00eda inferiores al 2,0%.<\/p>\n

Por otro lado, el consumo de electricidad en el mercado brit\u00e1nico se mantuvo pr\u00e1cticamente invariable en las \u00faltimas dos semanas, registr\u00e1ndose 5077 GWh en la del 8 de noviembre y 5076 GWh en la del 15 de noviembre. Sin embargo, en el mercado de Alemania la demanda retrocedi\u00f3 un 0,5%, influenciada por una subida de las temperaturas medias de 1,0 \u00b0C.<\/p>\n

Para la semana del 22 de noviembre, se espera que la demanda registre aumentos en la mayor\u00eda de mercados el\u00e9ctricos de Europa, seg\u00fan las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a>.<\/p>\n

AleaSoft - Demanda electricidad paises 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 la semana del 15 de noviembre los precios de casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> aumentaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania, con descensos del 18% y el 2,3% respectivamente. Por otra parte, la mayor subida de precios fue la del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, del 26%, mientras que el menor aumento de precios fue el del mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos, del 14%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 15% del mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica y el 20% del mercado EPEX SPOT de Francia.<\/p>\n

En la tercera semana de noviembre, el precio promedio semanal m\u00e1s elevado fue el del mercado IPEX <\/strong>de Italia, de 236,50 \u20ac\/MWh, mientras que el menor promedio fue el del mercado Nord Pool, de 60,97 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los precios se situaron entre los 167,52 \u20ac\/MWh del mercado alem\u00e1n y los 236,23 \u20ac\/MWh del mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

El menor precio diario de la semana, de 30,74 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 el viernes 19 de noviembre en el mercado Nord Pool. En cambio, el precio diario m\u00e1s elevado de la semana, de 307,70 \u00a3\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 15 de noviembre en el mercado brit\u00e1nico. Este precio fue el m\u00e1s alto desde mediados de septiembre. Adem\u00e1s, ese d\u00eda se alcanz\u00f3 un precio de 2000,05 \u00a3\/MWh a las 18:00 CET en el mercado N2EX. Este precio horario fue el m\u00e1s elevado desde el 15 de septiembre y el segundo m\u00e1s alto de la historia del mercado brit\u00e1nico.<\/p>\n

Durante la semana del 15 de noviembre, el incremento de la demanda y el descenso de la producci\u00f3n solar en la mayor\u00eda de los mercados favorecieron el incremento de los precios. Adem\u00e1s, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> tambi\u00e9n ejerci\u00f3 una influencia al alza sobre los precios que eclips\u00f3 el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica que se registr\u00f3 en varios mercados. Sin embargo, en el caso de Alemania el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica s\u00ed permiti\u00f3 que los precios descendieran en este mercado.<\/p>\n

AleaSoft - Parque Solar<\/a><\/div>\n

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> indican que en la semana del 22 de noviembre los precios podr\u00edan continuar aumentando en la mayor\u00eda de los mercados europeos, influenciados por el aumento generalizado de la demanda y el descenso de la producci\u00f3n e\u00f3lica en pa\u00edses como Alemania, Espa\u00f1a y Portugal. En el caso del mercado MIBEL<\/strong>, los aumentos de precios tambi\u00e9n se ver\u00e1n favorecidos por el descenso de la producci\u00f3n nuclear<\/strong> en Espa\u00f1a debido a la parada de la Unidad I de la central nuclear de Almaraz para la recarga de combustible a partir del lunes 22 de noviembre. Esta parada coincidir\u00e1 con las de las centrales nucleares Asc\u00f3 I y Cofrentes, aunque se espera que a finales de semana se reanude la producci\u00f3n en la central nuclear de Asc\u00f3.<\/p>\n

AleaSoft - Precios mercados europeos electricidad<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, , Nord Pool y GME.<\/span><\/div>\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n

Los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2022 registraron subidas en todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> entre las sesiones del 12 y el 19 de noviembre. En el mercado EEX<\/strong> de Francia fue en el que ocurrieron las mayores subidas, con un incremento del 31%. Por otra parte, en el mercado ICE<\/strong> de pa\u00edses n\u00f3rdicos ocurrieron las menores subidas, que fueron en este caso del 13%.<\/p>\n

En este mismo per\u00edodo, el producto del pr\u00f3ximo a\u00f1o 2022 tambi\u00e9n registr\u00f3 subidas en todos los mercados. En este caso, el mercado EEX de Francia tambi\u00e9n lider\u00f3 las subidas, con un 18% de incremento, pero fue el mercado EEX de Italia el que registr\u00f3 los menores aumentos, con un precio de cierre en la sesi\u00f3n del 19 de noviembre un 9,4% superior al de la sesi\u00f3n del d\u00eda 12.<\/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 el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> durante la tercera semana de noviembre se mantuvieron por debajo de los 82,50 $\/bbl. El viernes 19 de noviembre se registr\u00f3 el precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 78,89 $\/bbl. Este precio fue un 4,0% menor al del viernes anterior y el m\u00e1s bajo desde finales de septiembre.<\/p>\n

La preocupaci\u00f3n por el incremento de los contagios de COVID\u201119 en Europa y por los efectos sobre la demanda de las medidas de confinamiento adoptadas en algunos pa\u00edses ejerci\u00f3 su influencia a la baja sobre los precios durante la tercera semana de noviembre. La posibilidad de que se adopten nuevas medidas de confinamiento en m\u00e1s pa\u00edses podr\u00eda continuar afectando la evoluci\u00f3n de la demanda y de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent en los pr\u00f3ximos d\u00edas.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, durante la tercera semana de noviembre, aumentaron hasta alcanzar un precio de cierre de 95,17 \u20ac\/MWh el jueves 18 de noviembre. Este precio fue un 27% mayor al del jueves anterior y el m\u00e1s elevado desde el 14 de octubre. Sin embargo, el viernes 19 de noviembre el precio descendi\u00f3 un 8,5% hasta los 87,13 \u20ac\/MWh. Las noticias negativas sobre el proceso de certificaci\u00f3n del gaseoducto Nord Stream 2 favorecieron las subidas de precios de la tercera semana de noviembre.<\/p>\n

Por lo que respecta 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, en la tercera semana de noviembre registraron precios de cierre por encima de los 65 \u20ac\/t. Como consecuencia de los aumentos de precios de la semana, el viernes 19 de noviembre se alcanz\u00f3 un precio de cierre de 69,35 \u20ac\/t. Este precio, adem\u00e1s de ser un 9,6% superior al del viernes anterior, fue el m\u00e1s alto de la historia.<\/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 de las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa<\/h2>\n

El pr\u00f3ximo webinar<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se realizar\u00e1 el 13 de enero de 2022 y en \u00e9l tambi\u00e9n participar\u00e1n ponentes de PwC Espa\u00f1a<\/strong> para continuar analizando los temas del webinar del 14 de enero de 2021<\/a>. En el que tambi\u00e9n ser\u00e1 el primer encuentro del pr\u00f3ximo a\u00f1o, se analizar\u00e1n las perspectivas de los mercados de energ\u00eda europeos en el a\u00f1o 2022 y se tratar\u00e1 c\u00f3mo impacta la situaci\u00f3n regulatoria y del mercado el\u00e9ctrico al desarrollo de los PPA<\/strong><\/a>.<\/p>\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se realizan previsiones de precios de largo plazo de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos<\/a>. Una de las caracter\u00edsticas principales de estas previsiones es que ofrecen valores a nivel horario en todo el horizonte de previsi\u00f3n de, al menos, 30 a\u00f1os, lo que permite estimar los ingresos de las plantas renovables durante toda su vida \u00fatil y, por tanto, las convierte en un input imprescindible en la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong>. Las previsiones horarias<\/strong> tambi\u00e9n son necesarias en la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong> y en las auditor\u00edas<\/strong><\/a>, procesos en los que es fundamental este nivel de detalle de las previsiones.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
\nOferta de previsiones de precios a largo plazo para PPA<\/a><\/p>\n