{"id":128503,"date":"2022-07-04T14:24:23","date_gmt":"2022-07-04T12:24:23","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=128503"},"modified":"2022-07-06T13:24:26","modified_gmt":"2022-07-06T11:24:26","slug":"precios-produccion-solar-marcan-records-mercados-europeos-primer-semestre-2022","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-produccion-solar-marcan-records-mercados-europeos-primer-semestre-2022\/","title":{"rendered":"Los precios y la producci\u00f3n solar marcan r\u00e9cords en los mercados europeos en el primer semestre de 2022"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 4 de julio de 2022. En el primer semestre de 2022, los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos subieron y registraron un r\u00e9cord semestral. En la mayor\u00eda de mercados el precio del semestre super\u00f3 los 200 \u20ac\/MWh. Los futuros de electricidad tambi\u00e9n subieron. Estos incrementos fueron provocados por los m\u00e1ximos registrados en los precios del gas y CO2<\/sub>. La producci\u00f3n solar del semestre fue la m\u00e1s alta de la historia en todos los mercados y en la mayor\u00eda se alcanz\u00f3 el r\u00e9cord hist\u00f3rico horario y diario durante este per\u00edodo.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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

En el primer semestre de 2022, todos los mercados europeos analizados por AleaSoft Energy Forecasting <\/strong>registraron la mayor producci\u00f3n solar<\/strong> para un semestre de su historia. Adem\u00e1s, excepto en Italia, todos los mercados registraron su r\u00e9cord hist\u00f3rico de producci\u00f3n solar horaria y diaria durante este per\u00edodo. Los m\u00e1s recientes fueron los de Portugal y Alemania. En Portugal, fue el 27 de junio, cuando se sumaron 11 GWh y a las 13:00, hora portuguesa, se registr\u00f3 una producci\u00f3n solar de 1232 MWh. En Alemania, los m\u00e1ximos hist\u00f3ricos hasta el momento se alcanzaron el 15 de junio, con un total de 324 GWh y un m\u00e1ximo a las 13:00 de 36 598 MW. En Espa\u00f1a, el m\u00e1ximo horario se alcanz\u00f3 el 6 de mayo a las 14:00, con una producci\u00f3n de 14 032 MWh y el m\u00e1ximo diario el 27 de mayo, cuando se sumaron 151 GWh de solar fotovoltaica<\/strong> y termosolar<\/strong>. En Francia, el m\u00e1ximo diario fue el 28 de mayo, con 89 GWh, y el m\u00e1ximo horario el 11 de mayo a las 13:00, con 10 202 MWh.<\/p>\n\n\n\n

Los crecimientos de la producci\u00f3n solar respecto al primer semestre de 2021 estuvieron entre el 11% de Italia y el 66% de Portugal. Comparando con la producci\u00f3n registrada en el \u00faltimo semestre de 2021, los incrementos estuvieron entre el 21% de Espa\u00f1a y el 37% de Alemania.<\/p>\n\n\n\n

Durante el primer semestre de 2022, en Espa\u00f1a peninsular se instalaron 899 MW de solar fotovoltaica, sumando actualmente 15 841 MW, mientras que la potencia termosolar sigue siendo la misma de finales de 2021, de 2304 MW. En el caso de Portugal, entre enero y junio de 2022 se instalaron 140 MW, siendo el total hasta ese momento de 1538 MW.<\/p>\n\n\n\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>\n\n\n\n
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>\n\n\n\n

En el caso de la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, en el primer semestre de 2022 se registr\u00f3 un aumento generalizado con respecto al semestre anterior, registr\u00e1ndose la mayor subida en Alemania, de un 26%. Sin embargo, si se compara con respecto al primer semestre de 2021, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda solo aument\u00f3 en Alemania e Italia, un 19% y 5,9% respectivamente. A su vez, en Francia, Espa\u00f1a y Portugal la producci\u00f3n e\u00f3lica disminuy\u00f3 un \u20116,2%, \u20113,2% y \u20112,7% en cada caso.<\/p>\n\n\n\n

En los primeros seis meses de 2022, en el territorio peninsular de Espa\u00f1a se instalaron 721 MWh de e\u00f3lica, manteni\u00e9ndose esta tecnolog\u00eda como la de mayor potencia instalada, con 28 757 MW.<\/p>\n\n\n\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\n\n\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n\n\n\n

Durante el primer semestre de 2022, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> disminuy\u00f3 de forma interanual en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados. La mayor variaci\u00f3n se registr\u00f3 en el mercado de Pa\u00edses Bajos, donde hubo un descenso del 6,3%, seguido por el mercado brit\u00e1nico, con una ca\u00edda del 5,2%. En los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, Espa\u00f1a y Francia, los descensos estuvieron entre el 1,0% y el 2,8%. Las excepciones fueron los mercados de Portugal e Italia donde la demanda aument\u00f3 un 2,6% y un 1,9% respectivamente. En cuanto a las temperaturas medias<\/strong> de los primeros seis meses de 2022, se registraron incrementos generalizados respecto al mismo per\u00edodo de 2021 que estuvieron entre 0,5 \u00b0C y 1,8 \u00b0C.<\/p>\n\n\n\n

En la comparaci\u00f3n respecto al semestre anterior, la demanda del primer semestre de 2022 se comport\u00f3 de forma dispar. Por un lado, en el mercado de Pa\u00edses Bajos disminuy\u00f3 un 8,5%, y tambi\u00e9n hubo bajadas en los mercados de Alemania, Gran Breta\u00f1a e Italia que estuvieron entre el 1,4% y el 4,2%. Mientras que, por otro lado, se registraron aumentos en los mercados de B\u00e9lgica, Portugal, Espa\u00f1a y Francia de entre un 0,9% y un 5,2%.<\/p>\n\n\n\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\n\n\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h2>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2022, el precio promedio semestral estuvo por encima de los 200 \u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania, con promedios de 115,87 \u20ac\/MWh y 186,24 \u20ac\/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio semestral m\u00e1s elevado, de 249,09 \u20ac\/MWh, fue el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, seguido por el del mercado EPEX SPOT de Francia, de 229,08 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 200,93 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica y los 209,77 \u20ac\/MWh del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido. Estos precios semestrales tan elevados fueron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en todos los mercados.<\/p>\n\n\n\n

En comparaci\u00f3n con el segundo semestre de 2021, la mayor subida de precios en el primer semestre de 2022, del 44%, se registr\u00f3 en el mercado franc\u00e9s, mientras que el menor incremento fue el del mercado brit\u00e1nico, del 7,4%. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 25% del mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal y el 41% del mercado Nord Pool. En el caso del mercado ib\u00e9rico, si se tiene en cuenta el ajuste que deben pagar algunos consumidores como compensaci\u00f3n por el mecanismo temporal de ajuste de costes de producci\u00f3n<\/a>que entr\u00f3 en funcionamiento el 14 de junio como parte de la excepcionalidad ib\u00e9rica, el incremento de los precios del primer semestre de 2022 respecto al semestre anterior se eleva al 30%.<\/p>\n\n\n\n

Si se comparan los precios promedio del primer semestre de 2022 con los registrados en el mismo semestre de 2021, los precios aumentaron significativamente en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado franc\u00e9s, del 292%, mientras que el menor aumento fue el del mercado brit\u00e1nico, del 166%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 176% del mercado n\u00f3rdico y el 272% del mercado italiano.<\/p>\n\n\n\n

Durante el primer semestre de 2022, el mes en el que se registraron los precios promedio m\u00e1s elevados en los mercados el\u00e9ctricos europeos fue marzo. Ese mes, los promedios alcanzaron valores r\u00e9cord en todos los mercados el\u00e9ctricos analizados, excepto en el mercado Nord Pool, donde se registr\u00f3 el segundo precio m\u00e1s alto despu\u00e9s del de diciembre de 2021. En marzo, los precios aumentaron influenciados por el inicio de la guerra en Ucrania que provoc\u00f3 importantes aumentos en el precio del gas.<\/p>\n\n\n\n

Respecto a los precios horarios, la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos registraron los valores m\u00e1ximos del semestre el d\u00eda 8 de marzo. Ese d\u00eda los precios horarios alcanzaron valores r\u00e9cord alrededor de 700 \u20ac\/MWh en varios mercados. Sin embargo, en el mercado brit\u00e1nico, hubo precios mayores en enero, cuando se superaron las 1100 \u00a3\/MWh en tres ocasiones. En el caso del mercado franc\u00e9s, el d\u00eda 4 de abril tambi\u00e9n se registr\u00f3 un precio horario mayor, de 2987,78 \u20ac\/MWh, que fue el m\u00e1s alto desde 2009 en ese mercado. Ese precio tan elevado estuvo influenciado por las bajas temperaturas y un nivel inferior de producci\u00f3n nuclear.<\/p>\n\n\n\n

En el per\u00edodo analizado, los precios semestrales del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> alcanzaron m\u00e1ximos debido al conflicto entre Rusia y Ucrania. Esto propici\u00f3 el incremento de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos, pese al aumento generalizado de la producci\u00f3n solar tanto respecto al primero como al segundo semestre de 2021.<\/p>\n\n\n\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\n\n\n

Futuros de electricidad<\/h2>\n\n\n\n

Durante la primera mitad de 2022, los precios de los futuros de electricidad para 2023 registraron un comportamiento al alza. La tendencia, adem\u00e1s, fue a la dispersi\u00f3n. Si bien el a\u00f1o comenz\u00f3 con la mayor\u00eda de mercados con precios entre 100 \u20ac\/MWh y 140 \u20ac\/MWh, a excepci\u00f3n de la regi\u00f3n de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, tras la sesi\u00f3n del \u00faltimo viernes del semestre los precios se situaban en un rango mucho m\u00e1s amplio, desde los 170 \u20ac\/MWh hasta los 330 \u20ac\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

Durante el per\u00edodo analizado, el mercado EEX<\/strong> de Francia se mantuvo la mayor parte del tiempo como el mercado con los precios m\u00e1s altos de Europa, mientras que el mercado ICE<\/strong> y el mercado NASDAQ<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos fueron los de menores precios.<\/p>\n\n\n\n

En t\u00e9rminos generales, en el mercado ICE de los pa\u00edses n\u00f3rdicos se registr\u00f3 la mayor subida durante el per\u00edodo, con un incremento del 163%. Es destacable que, tambi\u00e9n, los futuros de Alemania y Francia en el mercado EEX terminaron el primer semestre con precios de m\u00e1s del doble que su precio inicial. En t\u00e9rminos absolutos, la mayor subida es la de Francia, de 189,03 \u20ac\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, los futuros de Espa\u00f1a y Portugal en el mercado OMIP<\/strong> y EEX fueron los de menor incremento, con subidas del 61% al 65%, por el efecto que tuvo el anuncio y posterior entrada en funcionamiento de la excepcionalidad ib\u00e9rica.<\/p>\n\n\n\n

Los \u00faltimos d\u00edas del semestre se caracterizaron por grandes subidas en los precios de los mercados. El mercado EEX de Francia fue el protagonista, marcando un precio de cierre de 365,67 \u20ac\/MWh en la sesi\u00f3n del 30 de junio. En el resto de mercados se produjeron tambi\u00e9n notables subidas de precios en la \u00faltima semana del semestre, salvo en los mercados de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, donde los precios se han mantenido altos, pero sin la tendencia alcista tan marcada.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Futuros electricidad Cal23 H1 2022<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de EEX, OMIP e ICE.<\/span><\/div>\n\n\n\n

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> registraron un precio promedio semestral de 104,94 $\/bbl en el primer semestre de 2022. Este valor es un 37% mayor al alcanzado por los futuros del Front\u2011Month del segundo semestre de 2021, de 76,44 $\/bbl. Tambi\u00e9n es un 61% superior al correspondiente a los futuros del Front\u2011Month negociados en el primer semestre de 2021, de 65,20 $\/bbl. Adem\u00e1s, el precio del primer semestre de 2022 fue el precio semestral m\u00e1s alto desde 2014.<\/p>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2022 los precios del petr\u00f3leo Brent estuvieron muy influenciados por la evoluci\u00f3n del conflicto en Ucrania, que propici\u00f3 la subida de los precios, alcanz\u00e1ndose un precio de cierre m\u00e1ximo hist\u00f3rico de 127,98 $\/bbl el d\u00eda 8 de marzo, el m\u00e1s alto desde julio de 2008.<\/p>\n\n\n\n

Sin embargo, la preocupaci\u00f3n por la evoluci\u00f3n de la econom\u00eda y los nuevos brotes de coronavirus, que provocaron nuevos confinamientos en China, ejercieron su influencia a la baja sobre los precios, especialmente en abril. Como consecuencia, los precios promedio de abril y mayo fueron inferiores a los del mes de marzo.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, en la reuni\u00f3n de la OPEP+ del jueves 30 de junio se ratificaron los incrementos acordados para agosto, con los que se recuperar\u00edan los niveles anteriores a la pandemia. Sin embargo, algunos pa\u00edses miembros han estado teniendo problemas para cumplir con las cuotas establecidas. Adem\u00e1s, en el caso de Rusia, la producci\u00f3n tambi\u00e9n disminuir\u00e1 debido a las sanciones sobre sus exportaciones. Por eso, existen dudas de que se alcancen los niveles de producci\u00f3n pactados. Adem\u00e1s, la falta de avances en las negociaciones dificulta la posibilidad de que se levanten las sanciones a las exportaciones de crudo desde Ir\u00e1n.<\/p>\n\n\n\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, el valor promedio registrado durante el primer semestre de 2022 fue de 101,00 \u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros del Front\u2011Month negociados en el segundo semestre de 2021, de 73,04 \u20ac\/MWh, el promedio aument\u00f3 un 38%. Si se compara con los futuros del Front\u2011Month negociados en el primer semestre de 2021, cuando el precio promedio fue de 21,57 \u20ac\/MWh, hubo una subida del 368%.<\/p>\n\n\n\n

En el primer semestre de 2022, la guerra en Ucrania tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia sobre los precios de los futuros de gas TTF. Tras el inicio de la invasi\u00f3n, el temor a interrupciones en el suministro propici\u00f3 el r\u00e1pido aumento de los precios hasta alcanzar un m\u00e1ximo hist\u00f3rico de 227,20 \u20ac\/MWh el lunes 7 de marzo. Sin embargo, al mantenerse los flujos de gas desde Rusia y con el incremento de las importaciones de gas natural licuado por v\u00eda mar\u00edtima, los precios volvieron a descender.<\/p>\n\n\n\n

Pero, como respuesta a las sanciones impuestas, Rusia exigi\u00f3 que el pago por el suministro de gas se realizara en rublos. Ante la negativa a cumplir con esta exigencia, varios pa\u00edses de la Uni\u00f3n Europea vieron cortado el suministro de gas desde Rusia en la segunda mitad del semestre. Adem\u00e1s, en las \u00faltimas semanas del semestre, el flujo por el gaseoducto Nord Stream 1 disminuy\u00f3 debido a dificultades t\u00e9cnicas. Seg\u00fan Gazprom, estas no podr\u00edan ser resueltas debido a las sanciones impuestas a Rusia. Desde finales de la segunda semana de junio, el suministro de gas natural licuado tambi\u00e9n se vio afectado por el cierre temporal de una planta dedicada a su exportaci\u00f3n desde Estados Unidos.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, est\u00e1 previsto que el 11 de julio se inicien las labores anuales de mantenimiento del gaseoducto Nord Stream 1, para lo cual el suministro deber\u00e1 interrumpirse totalmente durante diez d\u00edas. En Alemania existe la preocupaci\u00f3n de que no se restablezca el suministro despu\u00e9s de este per\u00edodo de tiempo.<\/p>\n\n\n\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 2022, alcanzaron un precio promedio en el primer semestre de 2022 de 83,53 \u20ac\/t, un 32% mayor al del semestre anterior para el contrato de referencia de diciembre de 2021, de 63,31 \u20ac\/t. Si se compara con el promedio del primer semestre de 2021 para el contrato de referencia de diciembre de ese a\u00f1o, de 44,34 \u20ac\/t, el promedio del primer semestre de 2022 fue un 88% superior. El 8 de febrero de 2022 se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo de la historia, de 96,93 \u20ac\/t.<\/p>\n\n\n\n

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

Coincidiendo con el inicio del segundo semestre del a\u00f1o, en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong> se actualizar\u00e1n los informes de previsiones de curvas de precios de largo plazo<\/strong> de todos los mercados el\u00e9ctricos europeos, incorporando los nuevos cambios que est\u00e1n ocurriendo en el sector. Estas previsiones horarias son necesarias para los PPA<\/strong>, la valoraci\u00f3n de activos renovables<\/strong><\/a>, la cogeneraci\u00f3n<\/strong> y para el desarrollo de las bater\u00edas<\/strong><\/a>. Hasta el 15 de julio se est\u00e1 ofreciendo una promoci\u00f3n especial personalizada<\/a> de dichos informes. Tambi\u00e9n se est\u00e1 ofreciendo una promoci\u00f3n de las previsiones de precios de corto y medio plazo<\/a>.<\/p>\n\n\n\n

En AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong> se est\u00e1n realizando mensualmente webinars<\/a> para analizar la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda y los temas m\u00e1s importantes del presente y el futuro del sector en Europa. La edici\u00f3n de julio<\/a> se realizar\u00e1 el d\u00eda 14 de julio y estar\u00e1 centrada en el hidr\u00f3geno verde<\/strong>. Para profundizar sobre este tema, se contar\u00e1 con ponentes invitados de H2B2<\/strong>, compa\u00f1\u00eda tecnol\u00f3gica l\u00edder especializada en el hidr\u00f3geno renovable, que analizar\u00e1n el hidr\u00f3geno como vector estrat\u00e9gico: sectores, aceleraci\u00f3n y liderazgo nacional, los modelos de negocio del hidr\u00f3geno renovable y las referencias, ayudas y regulaci\u00f3n existentes.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 de julio de 2022. En el primer semestre de 2022, los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos subieron y registraron un r\u00e9cord semestral. En la mayor\u00eda de mercados el precio del semestre super\u00f3 los 200 \u20ac\/MWh. Los futuros de electricidad tambi\u00e9n subieron. 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