{"id":124381,"date":"2022-01-04T17:41:19","date_gmt":"2022-01-04T16:41:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=124381"},"modified":"2022-01-04T17:41:22","modified_gmt":"2022-01-04T16:41:22","slug":"2021-anno-recuperacion-records-mercados-energia-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/2021-anno-recuperacion-records-mercados-energia-europeos\/","title":{"rendered":"2021: A\u00f1o de recuperaci\u00f3n y de r\u00e9cords en los mercados de energ\u00eda europeos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 de enero de 2022. Despu\u00e9s de las ca\u00eddas del a\u00f1o 2020, la demanda y los precios de los mercados de energ\u00eda se recuperaron en 2021, estos \u00faltimos protagonizando una escalada que llev\u00f3 a casi todos los mercados de electricidad europeos a cerrar con un precio anual superior a los 100 \u20ac\/MWh y a romper r\u00e9cords hist\u00f3ricos horarios y diarios en repetidas ocasiones. Detr\u00e1s de estas subidas se encuentran los precios del gas y CO2<\/sub> que tambi\u00e9n marcaron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos. La producci\u00f3n renovable aument\u00f3 en la mayor\u00eda de mercados.<\/strong><\/p>\n

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

Durante el a\u00f1o 2021, la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 respecto al a\u00f1o 2020 en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La excepci\u00f3n fue el mercado italiano, donde la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda descendi\u00f3 un 1,1%. Por otra parte, los mayores incrementos fueron los de Portugal, del 38%, y de Espa\u00f1a, del 28%. En cambio, los aumentos de producci\u00f3n fueron m\u00e1s discretos en Francia y Alemania, del 10% y el 1,7% respectivamente. Sin embargo, en 2021, el mercado con una mayor producci\u00f3n solar continu\u00f3 siendo el alem\u00e1n, con 46 654 GWh.<\/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

En el caso de la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, en 2021, \u00e9sta descendi\u00f3 en los mercados alem\u00e1n y franc\u00e9s en un 13% y un 8,3% respectivamente. En cambio, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda se increment\u00f3 en Espa\u00f1a, en un 11%, e Italia, en un 10%. Tambi\u00e9n aument\u00f3, aunque en menor medida, en Portugal, en un 5,4%.<\/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

El reci\u00e9n concluido 2021 fue un a\u00f1o en el que la demanda de casi todos los pa\u00edses analizados se increment\u00f3 respecto a 2020. La excepci\u00f3n fue Pa\u00edses Bajos, donde la demanda anual se redujo en aproximadamente 1,8 TWh, que representa un decremento del 1,6%. El pa\u00eds en que m\u00e1s aument\u00f3 la demanda fue Italia, con un incremento del 5,5%.<\/p>\n

Si se analiza a escala mensual, los mayores crecimientos interanuales se concentran en los meses del segundo trimestre. Esto se debe a que precisamente fueron los meses en los que en 2020 se decretaron los confinamientos en la mayor\u00eda de pa\u00edses europeos, provocando una ca\u00edda de la demanda de electricidad. Esto ocurri\u00f3 incluso a pesar de que en abril de 2021 el comportamiento de las temperaturas propici\u00f3 una bajada de la demanda respecto al mes anterior de entre el 15% y el 25% en todos los mercados analizados.<\/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

Los protagonistas sin lugar a dudas del 2021 en el sector de la energ\u00eda han sido los precios de los mercados de electricidad<\/strong>, siempre con el permiso de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>. Tanto para los mercados spot como para los mercados de futuros, el titular que m\u00e1s se ha repetido ha sido \u201cr\u00e9cord\u201d, porque la escalada de precios ha sido pr\u00e1cticamente una constante desde febrero hasta diciembre, y a partir de agosto los m\u00e1ximos hist\u00f3ricos empezaron a superarse casi de manera continua hasta pr\u00e1cticamente los \u00faltimos d\u00edas de diciembre.<\/p>\n

Adicionalmente, 2021 llega despu\u00e9s de 2020, que fue un a\u00f1o de precios extraordinariamente bajos a causa de las restricciones debidas a la pandemia de COVID\u201119<\/strong>. De manera que, al comparar los precios de 2021 con los de 2020, las tasas de crecimiento son espectaculares. En todos los mercados europeos analizados, los precios en 2021 se han m\u00e1s que triplicado con respecto a 2020.<\/p>\n

El crecimiento de precios m\u00e1s pronunciado se ha registrado en el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y b\u00e1lticos, con un crecimiento del 470%. Esto es casi multiplicar por seis el precio de 2020. A\u00fan as\u00ed, fue el mercado con el precio promedio m\u00e1s bajo de Europa en 2021, con 62,31 \u20ac\/MWh, hecho que explica por qu\u00e9 el crecimiento porcentual fue tan alto, aunque la diferencia con el precio promedio de 2020 fue de 51,39 \u20ac\/MWh, claramente por debajo de las diferencias en el resto de mercados.<\/p>\n

En este mercado, el m\u00e1s septentrional del continente, en 2021 se batieron tanto el r\u00e9cord de precio horario m\u00e1ximo, con 420,03 \u20ac\/MWh, como el de precio diario m\u00e1ximo, con 309,78 \u20ac\/MWh, ambos registrados durante el \u00faltimo mes del a\u00f1o. Cabe destacar que las 199 horas con precio m\u00e1s alto desde al menos 2011 de este mercado pertenecen todas al a\u00f1o 2021, al igual que los 46 d\u00edas con precios m\u00e1s altos.<\/p>\n

En el resto de mercados, el incremento de precio se situ\u00f3 alrededor del 230%, concretamente entre el 218% de los precios en el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania y el 248% de los del mercado N2EX<\/strong> brit\u00e1nico.<\/p>\n

En cuanto al precio promedio anual, aparte del precio m\u00e1s bajo ya mencionado del Nord Pool, Alemania fue el \u00fanico mercado con un precio anual por debajo de los 100 \u20ac\/MWh, con 96,85 \u20ac\/MWh, seguido de Pa\u00edses Bajos y B\u00e9lgica, con 103,07 \u20ac\/MWh y 104,13 \u20ac\/MWh. En el rango de precios intermedios se encuentran el mercado franc\u00e9s, con 109,17 \u20ac\/MWh, y el mercado ib\u00e9rico de Espa\u00f1a y Portugal, con 111,93 \u20ac\/MWh y 112,01 \u20ac\/MWh, respectivamente. En la banda de precios promedio m\u00e1s altos durante 2021 se encuentran el mercado italiano, con 125,46 \u20ac\/MWh y, finalmente, el mercado brit\u00e1nico, con 137,65 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

En 2021 se han batido r\u00e9cords de precios en pr\u00e1cticamente todos los mercados europeos de electricidad. Los mercados del centro del continente ya han vivido en el pasado episodios de picos de precios muy altos, por lo que en algunos de ellos no han llegado a registrarse nuevos r\u00e9cords. En el mercado franc\u00e9s, por ejemplo, los precios horarios no han superado los picos registrados en 2009, pero s\u00ed que del segundo al quinto precio diario m\u00e1s alto se han dado en 2021. En Alemania, la hora con precio m\u00e1s alto de 2021 no se encuentra hasta la posici\u00f3n 19 en el ranquin hist\u00f3rico, pero s\u00ed que los 16 d\u00edas con precio promedio m\u00e1s elevado son del \u00faltimo a\u00f1o. De igual modo, el mercado belga no bati\u00f3 r\u00e9cord de precios horarios, pero s\u00ed de precios diarios, todos en el mes de diciembre.<\/p>\n

Por el contrario, en los mercados m\u00e1s meridionales, menos acostumbrados a picos de precios, s\u00ed que se batieron ampliamente los r\u00e9cords hist\u00f3ricos de precios. El caso m\u00e1s claro es el del mercado espa\u00f1ol, donde en 2021, y primeros d\u00edas de 2022, se registraron las 2213 horas con los precios m\u00e1s altos de toda la historia y los 142 d\u00edas con el precio promedio m\u00e1s alto. Caso similar es el de Portugal, con las 1773 horas y los 172 m\u00e1s elevados de la historia del mercado; y el de Italia, con 93 horas y con 117 en los primeros lugares de precios m\u00e1s altos.<\/p>\n

A medio camino de los extremos se encuentra el mercado brit\u00e1nico, que situ\u00f3 23 horas de 2021 como las m\u00e1s caras de su mercado y los 77 d\u00edas con el precio promedio m\u00e1s elevado de la serie.<\/p>\n

Esta situaci\u00f3n de precios extremadamente altos ha tenido como causas principales los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>. Estos dos factores han pr\u00e1cticamente eclipsado el resto de variables con influencia sobre los precios de los mercados el\u00e9ctricos. La \u00fanica excepci\u00f3n fueron las bajas temperaturas durante la tormenta Filomena, que tuvieron impacto principalmente en los precios del mercado ib\u00e9rico, y la combinaci\u00f3n de baja demanda y alta producci\u00f3n e\u00f3lica que provoc\u00f3 ca\u00eddas puntuales, pero muy importantes, de los precios en el mercado ib\u00e9rico durante el mes de diciembre.<\/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 a\u00f1o 2021 los precios de los futuros de electricidad para el a\u00f1o 2022 registraron una marcada tendencia alcista, que se vi\u00f3 acentuada en el \u00faltimo trimestre del a\u00f1o y fundamentalemente en el \u00faltimo mes. En la \u00faltima semana del a\u00f1o los precios para este producto en todos los mercados de futuros europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se redujeron, retomando los valores de inicios de diciembre. En general, en los mercados analizados los incrementos a lo largo del a\u00f1o rondaron el 275% como promedio.<\/p>\n

El mercado EEX<\/strong> de Francia fue donde se registr\u00f3 el mayor incremento entre la primera y \u00fatima sesiones de 2021, con una diferencia de 198 \u20ac\/MWh que represent\u00f3 un aumento del 385%. La causa funtamental de esta subida, adem\u00e1s de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>, para el caso franc\u00e9s se encuentra en el cierre de centrales nucleares en un momento en que la demanda nacional es alta a causa de las bajas temperaturas del invierno. Esta situaci\u00f3n provoc\u00f3 que el mercado EEX de Francia llegase a registrar precios para el producto Cal\u201122 superiores a los 300 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por otra parte, el mercado ICE<\/strong> de los pa\u00edses N\u00f3rdicos registr\u00f3 el comportamiento m\u00e1s estable de todos durante el a\u00f1o. Su incremento entre la primera y \u00faltima sesiones fue de 27,28 \u20ac\/MWh. La regi\u00f3n n\u00f3rdica se ve beneficiada por tener un mix de producci\u00f3n donde las tecnolog\u00edas de generaci\u00f3n a partir de combustibles f\u00f3siles tienen una participaci\u00f3n moderada.<\/p>\n

AleaSoft - precios 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

Durante el a\u00f1o 2021, los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> se recuperaron de las ca\u00eddas registradas en 2020, alcanzando un precio promedio de 70,75 $\/bbl. Esta cifra supone un aumento del 64% respecto al promedio alcanzado por los futuros Front\u2011Month del a\u00f1o anterior.<\/p>\n

En 2021, el avance en la vacunaci\u00f3n contribuy\u00f3 al control de la pandemia de COVID\u201119 y la recuperaci\u00f3n de la demanda favoreci\u00f3 el incremento de los precios, pese al progresivo aumento de la producci\u00f3n de la OPEP+. El precio de cierre m\u00e1ximo anual, de 86,40 $\/bbl, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 26 de octubre y fue el m\u00e1s alto desde octubre de 2014.<\/p>\n

Sin embargo, la tendencia al alza de los precios se fren\u00f3 en noviembre y diciembre debido al incremento de los contagios por coranavirus y la recuperaci\u00f3n de las restricciones de movilidad en muchos pa\u00edses.<\/p>\n

En el inicio del a\u00f1o 2022, contin\u00faan las preocupaciones por los efectos de la pandemia sobre la demanda debido a la expansi\u00f3n de la variante \u00d3micron del coronavirus, m\u00e1s contagiosa. Pero enero empieza con descensos de la producci\u00f3n en Libia.<\/p>\n

A la espera de la pr\u00f3xima reuni\u00f3n de la OPEP+, en la sesi\u00f3n del lunes, 3 de enero, los precios estuvieron la mayor parte del tiempo entre los 78 $\/bbl y los 79 $\/bbl y finalmente cerraron en 78,98 $\/bbl. La reuni\u00f3n de la OPEP+ est\u00e1 programada para el d\u00eda 4 de enero de 2022 y en ella se decidir\u00e1 sobre el aumento de producci\u00f3n a partir del mes de febrero.<\/p>\n

En cuanto a los precios de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, durante el a\u00f1o 2021, aumentaron hasta alcanzar un precio promedio de 47,25 \u20ac\/MWh. Este promedio fue un 392% mayor al de los futuros Front\u2011Month negociados en 2020, de 9,60 \u20ac\/MWh, y el m\u00e1s elevado de, como m\u00ednimo, los \u00faltimos ocho a\u00f1os.<\/p>\n

El a\u00f1o 2021 empez\u00f3 con subidas de precios debido a los episodios de bajas temperaturas y la alta demanda en Asia. Aunque posteriormente esta tendencia se fren\u00f3, el incremento de la demanda y los niveles bajos de las reservas favorecieron que, en general, los precios aumentasen r\u00e1pidamente durante los tres \u00faltimos trimestres de 2021. La excepci\u00f3n fue el mes de noviembre, cuando las expectativas de niveles adecuados de suministro de gas procedente de Rusia durante el invierno favorecieron que los precios descendieran. Pero las dificultades en el proceso de certificaci\u00f3n del gaseoducto Nord Stream 2, el progresivo descenso de las temperaturas y las tensiones geopol\u00edticas propiciaron que los precios volviesen a aumentar. Como consecuencia, en diciembre se alcanz\u00f3 un promedio de 116,82 \u20ac\/MWh. Este fue el mayor promedio mensual de, al menos, los \u00faltimos ocho a\u00f1os, superando por primera vez los 100 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Por otra parte, el precio de cierre m\u00e1ximo anual, 180,27 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 21 de diciembre y fue el m\u00e1s alto al menos desde octubre de 2013. Sin embargo, las temperaturas suaves y la llegada de cargamentos de gas licuado procedente de Estados Unidos favorecieron el descenso de los precios en los \u00faltimos d\u00edas del a\u00f1o.<\/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, durante el pasado a\u00f1o aumentaron hasta alcanzar un precio promedio anual de 53,41 \u20ac\/t. Este promedio fue un 116% mayor al promedio registrado por estos futuros en el a\u00f1o 2020, de 24,78 \u20ac\/t. La recuperaci\u00f3n de la demanda y la especulaci\u00f3n existente en el mercado favorecieron el incremento de los precios de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>. Estas subidas llevaron a alcanzar un precio de cierre de 88,88 \u20ac\/t el d\u00eda 8 de diciembre, el cual fue r\u00e9cord hist\u00f3rico. Pero, posteriormente, la cercan\u00eda al final de las negociaciones de estos futuros favoreci\u00f3 el descenso de los precios.<\/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 y la financiaci\u00f3n de proyectos renovables<\/h2>\n

En momentos de macrovolatilidad e inestabilidad en los mercados de energ\u00eda, es m\u00e1s palpable la necesidad de disponer de una estrategia tanto de compra como de venta de energ\u00eda basada en una visi\u00f3n de futuro de los mercados de energ\u00eda a partir de previsiones de precios en todos los horizontes<\/a>. Una estrategia robusta y basada en previsiones cient\u00edficas y fiables permite protegerse contra situaciones adversas en los mercados y aprovechar situaciones favorables en los precios.<\/p>\n

La evoluci\u00f3n y perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa ser\u00e1n analizadas en el primer webinar de 2022 organizado por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, dentro de su serie de webinars mensuales<\/a> sobre la actualidad y temas de inter\u00e9s para los profesionales del sector de la energ\u00eda. El webinar tendr\u00e1 lugar el jueves 13 de enero<\/a> y contar\u00e1 con la presencia de ponentes invitados de PwC Espa\u00f1a<\/strong> para analizar el impacto de la situaci\u00f3n regulatoria actual en el desarrollo de los PPA<\/strong>, tanto offsite como onsite, y en la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> en general.<\/p>\n

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