{"id":122195,"date":"2021-12-01T18:05:41","date_gmt":"2021-12-01T17:05:41","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=122195"},"modified":"2021-12-01T18:06:05","modified_gmt":"2021-12-01T17:06:05","slug":"continuan-noviembre-precios-record-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/continuan-noviembre-precios-record-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"Contin\u00faan en noviembre los precios r\u00e9cord en los mercados el\u00e9ctricos europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 1 de diciembre de 2021. Durante el mes de noviembre muchos mercados de electricidad europeos marcaron precios r\u00e9cord, y los que no lo hicieron continuaron en niveles del mes de octubre que tambi\u00e9n fueron r\u00e9cord en su momento. La llegada de las bajas temperaturas junto con los precios altos del gas y r\u00e9cords del CO2<\/sub> fueron los principales drivers de estos precios el\u00e9ctricos. Por otro lado, contin\u00faan los r\u00e9cords de renovables, e\u00f3lica y fotovoltaica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica con grandes aumentos respecto a noviembre de 2020.<\/strong><\/p>\n

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

En noviembre de 2021 la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 de forma considerable en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica con respecto a la registrada en noviembre de 2020, un 91% en Portugal y un 67% en Espa\u00f1a. Seg\u00fan datos de REN, el operador de sistema portugu\u00e9s, entre noviembre de 2020 y octubre de 2021 la potencia instalada solar aument\u00f3 en 250 MW, lo que representa un incremento del 29%. En el caso de Espa\u00f1a peninsular, la potencia solar fotovoltaica<\/strong> aument\u00f3 en 2453 MW, un 22%, entre noviembre de 2020 y noviembre de 2021, mientras que la capacidad termosolar<\/strong> no ha variado, seg\u00fan datos del operador espa\u00f1ol REE. En el resto de los principales mercados europeos la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda disminuy\u00f3 de forma interanual en el onceno mes de 2021, un 26% en Alemania, un 23% en Italia y un 5,2% en Francia.<\/p>\n

Si se compara la producci\u00f3n solar de noviembre de 2021 con la de octubre de este mismo a\u00f1o, se registr\u00f3 una ca\u00edda en todos los mercados que se corresponde con la disminuci\u00f3n de las horas de sol y la radiaci\u00f3n solar. Los descensos estuvieron entre el 13% del mercado portugu\u00e9s y el 64% del mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

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

En el caso de la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, en noviembre de 2021 el mayor incremento interanual se registr\u00f3 en el mercado italiano y fue de un 57%. Seg\u00fan datos de Terna del 30 de noviembre, durante 2021 la potencia e\u00f3lica se ha incrementado 230 MW, un 2,1%. Tambi\u00e9n se registraron incrementos en la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda renovable en los mercados de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica. En Espa\u00f1a peninsular, donde la potencia instalada aument\u00f3 589 MW, un 2,2% entre noviembre de 2020 y el mismo mes de 2021, la producci\u00f3n aument\u00f3 un 52%. En Portugal la producci\u00f3n aument\u00f3 un 7,5% interanual mientras que la potencia instalada de esta tecnolog\u00eda se mantuvo casi invariable. Por otra parte, en los mercados de Francia y Alemania la producci\u00f3n e\u00f3lica baj\u00f3 un 16% y un 7,8%, respectivamente.<\/p>\n

Al comparar la producci\u00f3n de noviembre de 2021 con la del mes anterior tambi\u00e9n se registraron incrementos en los mercados de Italia, Portugal y Espa\u00f1a, en este caso de un 5,1%, un 40% y un 55%, en cada caso. En Alemania y Francia, al igual que en la comparaci\u00f3n interanual, tambi\u00e9n se registraron ca\u00eddas respecto a la producci\u00f3n e\u00f3lica de octubre de 2021, de un 18% y 17%, respectivamente.<\/p>\n

- <\/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> subi\u00f3 de forma generalizada en todos los mercados europeos durante noviembre de 2021, en t\u00e9rminos interanuales. Las temperaturas medias de noviembre fueron m\u00e1s bajas en todos los mercados respecto al mismo mes del a\u00f1o anterior, con diferencias de hasta m\u00e1s de 2,0 \u00b0C en varios de ellos. El mercado franc\u00e9s tuvo el mayor ascenso interanual entre los mercados de Europa, registrando un +11%, a causa del descenso de 2,6 \u00b0C de las temperaturas medias. En el resto de mercados los aumentos estuvieron entre el 3,6% y 4,1%, excepto en Alemania donde la subida fue del 1,9%.<\/p>\n

En la comparaci\u00f3n respecto al mes de octubre de 2021, el comportamiento tambi\u00e9n fue al alza durante el mes de noviembre. Como es de esperar, las temperaturas fueron mucho m\u00e1s fr\u00edas en noviembre, disminuyendo desde 4,4 \u00b0C en el mercado brit\u00e1nico hasta 6,5 \u00b0C en el mercado portugu\u00e9s. Resaltan los aumentos de la demanda en los mercados de Francia, Gran Breta\u00f1a y Espa\u00f1a, que fueron del 25%, 14% y 11%, respectivamente. En el mercado portugu\u00e9s se registr\u00f3 un incremento del 9,9% y en el resto de mercados se registraron subidas inferiores al 6%.<\/p>\n

- <\/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 noviembre de 2021, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 175 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, llegando a superar los 215 \u20ac\/MWh en algunos casos. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un promedio de 84,05 \u20ac\/MWh. En cambio, el precio promedio mensual m\u00e1s elevado, de 225,95 \u20ac\/MWh, fue el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, seguido por los del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido y del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Francia, de 218,33 \u20ac\/MWh y 217,06 \u20ac\/MWh respectivamente. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 176,15 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 202,15 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el mes de octubre de 2021, en noviembre los precios promedio subieron en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La excepci\u00f3n fue el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, con un descenso del 3,2%. Por otra parte, la mayor subida, del 47%, se registr\u00f3 en el mercado Nord Pool, mientras que los menores aumentos, del 3,1% y el 3,8%, fueron los de los mercados brit\u00e1nico e italiano, respectivamente. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 14% del mercado de los Pa\u00edses Bajos y el 26% de los mercados de Alemania y Francia.<\/p>\n

Si se comparan los precios promedio del mes de noviembre con los registrados en el mismo mes de 2020, los precios aumentaron significativamente en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool, del 1230%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 345% del mercado brit\u00e1nico y el 441% del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

Como consecuencia de estas subidas, en noviembre de 2021, los precios mensuales alcanzaron valores m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Francia, Italia y los Pa\u00edses Bajos. En los mercados Nord Pool y N2EX, los precios de noviembre fueron los segundos m\u00e1s altos despu\u00e9s de los registrados en septiembre de 2021. En el caso del mercado MIBEL de Espa\u00f1a y Portugal, donde los precios disminuyeron respecto a los del mes anterior, los promedios mensuales fueron los segundos m\u00e1s altos de la historia despu\u00e9s de los de octubre.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios diarios, el menor precio diario del mes de noviembre, de 21,59 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 el d\u00eda 6 de noviembre en el mercado Nord Pool. En cambio, el precio diario m\u00e1s elevado del mes, de 361,30 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 15 de noviembre en el mercado brit\u00e1nico. Los precios tambi\u00e9n superaron los 300 \u20ac\/MWh en dos ocasiones en el mercado franc\u00e9s. En Francia, el jueves 25 de noviembre se alcanz\u00f3 un precio diario de 302,14 \u20ac\/MWh, el m\u00e1s elevado de este mercado desde febrero de 2012. Por otra parte, el mercado Nord Pool, pese a presentar los precios diarios m\u00e1s bajos durante casi todo el mes, el d\u00eda 29 de noviembre, alcanz\u00f3 un precio diario de 246,86 \u20ac\/MWh, el m\u00e1s elevado al menos desde enero de 2011.<\/p>\n

Respecto a los precios horarios del mes de noviembre, hay que destacar que el lunes 15 de noviembre, en el mercado N2EX, se alcanz\u00f3 un precio de 2000,05 \u00a3\/MWh a las 18:00 CET. 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

En el mes de noviembre, los elevados precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> continuaron favoreciendo la tendencia al alza en los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Adem\u00e1s, el incremento generalizado de la demanda tanto respecto al mes anterior como respecto al mismo mes de 2020 tambi\u00e9n favoreci\u00f3 la subida de los precios durante este mes. En el caso de los mercados de Alemania y Francia, el descenso de la producci\u00f3n renovable e\u00f3lica y solar tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a las subidas.<\/p>\n

- <\/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 mes de noviembre, los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2022 registraron en t\u00e9rminos generales un comportamiento al alza. En t\u00e9rminos porcentuales, el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos lider\u00f3 estas subidas, con una diferencia entre la primera y \u00faltima sesiones del mes de m\u00e1s del 87%, seguido muy de cerca por las subidas de precios del mercado ICE<\/strong> tambi\u00e9n de la regi\u00f3n n\u00f3rdica. Sin embargo, en el mercado EEX<\/strong> de Francia es donde estas subidas fueron m\u00e1s pronunciadas en t\u00e9rminos absolutos, el precio se increment\u00f3 en 143,76 \u20ac\/MWh lo que corresponde a un aumento de aproximadamente el 84% de su precio a inicio del mes.<\/p>\n

Una situaci\u00f3n similar ocurri\u00f3 con los futuros para el pr\u00f3ximo a\u00f1o. Las subidas estuvieron presentes en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Tambi\u00e9n en este caso la regi\u00f3n n\u00f3rdica registr\u00f3 los mayores incrementos porcentuales, de aproximadamente un 67% en el mercado ICE y un 68% en el mercado NASDAQ. Pero tambi\u00e9n el mayor incremento en t\u00e9rminos absolutos ocurri\u00f3 en el mercado EEX de Francia, con un aumento del 49% al subir 55,17 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

- <\/a><\/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 mensual de 80,79 $\/bbl en el mes de noviembre. Este valor es un 3,5% inferior al alcanzado por los futuros Front\u2011Month en octubre de 2021, de 83,75 $\/bbl, pero es un 84% mayor a los futuros Front\u2011Month negociados en noviembre de 2020, de 43,98 $\/bbl.<\/p>\n

Durante el mes de noviembre, el progresivo incremento en el n\u00famero de contagios por coronavirus en Europa y el consiguiente aumento de las medidas de confinamiento en el continente ejerci\u00f3 su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent. Tambi\u00e9n contribuyeron en este sentido los anuncios de algunos pa\u00edses de la posibilidad de usar sus reservas para evitar los aumentos de precios del petr\u00f3leo y la revisi\u00f3n a la baja de la previsi\u00f3n de la demanda para 2021 por parte de la OPEP.<\/p>\n

En los \u00faltimos d\u00edas del mes, la aparici\u00f3n de la nueva variante del coronavirus, Omicron<\/strong>, llev\u00f3 a imponer restricciones de movilidad en muchos pa\u00edses de todo el mundo. Esto propici\u00f3 que el mes de noviembre finalizara con descensos. En la \u00faltima sesi\u00f3n del mes, el precio de cierre fue inferior a 70 $\/bbl. La evoluci\u00f3n de la pandemia de COVID\u201119<\/strong> y las medidas adoptadas para intentar contener la expansi\u00f3n de la nueva variante podr\u00edan continuar ejerciendo su influencia sobre la evoluci\u00f3n de los precios en diciembre.<\/p>\n

Por otra parte, la pr\u00f3xima reuni\u00f3n de la OPEP+ est\u00e1 programada para el jueves 2 de diciembre. Las medidas que se adopten en esta reuni\u00f3n tambi\u00e9n podr\u00edan afectar a la evoluci\u00f3n de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, el valor promedio registrado durante el mes de noviembre por estos futuros fue de 82,56 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros Front\u2011Month negociados en el mes de octubre de 2021, de 91,33 \u20ac\/MWh, el promedio descendi\u00f3 un 9,6%. Si se compara con los futuros Front\u2011Month negociados en el mes de noviembre de 2020, cuando el precio promedio fue de 13,94 \u20ac\/MWh, hubo una subida del 492%.<\/p>\n

Las expectativas de niveles suficientes de gas procedente de Rusia en invierno favorecieron que el mes de noviembre se iniciara con precios inferiores a los 70 \u20ac\/MWh. Pero durante el mes diversos factores contribuyeron a la recuperaci\u00f3n de los precios, como las amenazas de Bielorrusia de interrumpir el suministro de gas procedente de Rusia, descensos en el flujo de gas procedente de Noruega o los problemas en el proceso de certificaci\u00f3n del nuevo gaseoducto Nord Stream 2<\/strong>.<\/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, \u00e9stos alcanzaron un precio promedio en noviembre de 66,12 \u20ac\/t, un 11% mayor al del mes de octubre de 2021, de 59,48 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mes de noviembre de 2020 para el contrato de referencia de diciembre de ese a\u00f1o, de 26,57 \u20ac\/t, el promedio de noviembre de 2021 fue un 149% superior. Estos futuros registraron una tendencia en general ascendente durante el mes de noviembre, alcanzando en la \u00faltima sesi\u00f3n del mes un m\u00e1ximo hist\u00f3rico de 75,38 \u20ac\/t.<\/p>\n

- <\/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

Para analizar las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa para el a\u00f1o 2022, desde AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> ya se est\u00e1 organizando el primer webinar de 2022 de la serie de webinars mensuales<\/a>. El webinar tendr\u00e1 lugar el 13 de enero y contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de ponentes de PwC Espa\u00f1a<\/strong>, que analizar\u00e1n c\u00f3mo impacta la situaci\u00f3n regulatoria y del mercado el\u00e9ctrico al desarrollo de los PPA<\/strong>, tanto off\u2011site como on\u2011site.<\/p>\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se ofrecen estudios y an\u00e1lisis de todos los aspectos que puedan influir y tener impacto en los mercados de energ\u00eda: desde previsiones de precios de mercado<\/a> en todos los horizontes hasta an\u00e1lisis y estimaciones para proyectos de hibridaci\u00f3n<\/strong><\/a>, principalmente de solar fotovoltaica<\/strong> con bater\u00edas<\/strong>, pero tambi\u00e9n de solar fotovoltaica con e\u00f3lica<\/strong>, y de las tres, solar fotovoltaica, e\u00f3lica y bater\u00edas.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\nEstrategias de optimizaci\u00f3n de sistemas h\u00edbridos de renovables y bater\u00edas<\/a>