{"id":131483,"date":"2023-01-03T14:08:55","date_gmt":"2023-01-03T13:08:55","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=131483"},"modified":"2023-01-04T12:30:29","modified_gmt":"2023-01-04T11:30:29","slug":"precios-record-gas-co2-envian-mercados-electricos-2022-precios-nunca-antes-vistos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-record-gas-co2-envian-mercados-electricos-2022-precios-nunca-antes-vistos\/","title":{"rendered":"Precios r\u00e9cord del gas y CO2<\/sub> env\u00edan a los mercados el\u00e9ctricos en 2022 a precios nunca antes vistos"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 3 de enero de 2023. En 2022, los precios anuales de los mercados el\u00e9ctricos fueron los m\u00e1s altos de la historia, superando en la mayor\u00eda de casos los 200 \u20ac\/MWh. Los precios del gas y CO2<\/sub>, que tambi\u00e9n registraron r\u00e9cords, fueron la causa principal de los elevados precios de los mercados el\u00e9ctricos. Durante 2022, la potencia instalada solar y e\u00f3lica aument\u00f3 en la mayor\u00eda de mercados, lo que favoreci\u00f3 el aumento de la producci\u00f3n con estas tecnolog\u00edas, mientras que la demanda el\u00e9ctrica descendi\u00f3 en gran parte de los mercados.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termoel\u00e9ctrica y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h3>\n\n\n\n

Durante 2022, la potencia instalada de energ\u00eda solar<\/strong> aument\u00f3 en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. El mayor incremento fue el registrado en Pa\u00edses Bajos, m\u00e1s que duplicando la potencia instalada en 2021, con 8174 MW que representan una subida del 104%. La excepci\u00f3n en los aumentos fue B\u00e9lgica, que durante 2022 no instal\u00f3 nueva capacidad de generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda y mantiene la misma que en 2021.<\/p>\n\n\n

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

Los incrementos en la potencia solar instalada favorecieron una mayor producci\u00f3n anual. El mercado en el que m\u00e1s se increment\u00f3 la producci\u00f3n solar fue Portugal, que durante 2022 produjo un 45% m\u00e1s energ\u00eda solar que en el a\u00f1o anterior. En t\u00e9rminos generales, Alemania fue el mercado que m\u00e1s energ\u00eda solar gener\u00f3 durante 2022, produciendo m\u00e1s de 55 TWh, cifra un 18% superior a los 46,6 TWh producidos en 2021.<\/p>\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
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 cuanto a la e\u00f3lica<\/strong>, durante 2022 tambi\u00e9n predominaron los aumentos en la potencia instalada de esta tecnolog\u00eda. Pa\u00edses Bajos tambi\u00e9n lider\u00f3 los incrementos, en este caso con un aumento del 63%, sobrepasando la potencia instalada de Italia. Por otra parte, Portugal report\u00f3 2 MW menos que en el a\u00f1o anterior, que representan un descenso apenas perceptible del 0,04%.<\/p>\n\n\n

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

El mayor incremento y la mayor producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> durante 2022 se registraron en Alemania, donde aument\u00f3 la producci\u00f3n anual en un 10% hasta producir m\u00e1s de 125 TWh. En Francia y Espa\u00f1a tambi\u00e9n aument\u00f3 la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda. Sin embargo, en Portugal e Italia se registraron descensos del 0,9% y 3,9%, respectivamente, en comparaci\u00f3n con la producci\u00f3n e\u00f3lica de 2021.<\/p>\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<\/h3>\n\n\n\n

La demanda el\u00e9ctrica<\/strong> descendi\u00f3 durante el 2022 en la mayor\u00eda de los mercados europeos analizados respecto al a\u00f1o 2021. La mayor variaci\u00f3n se registr\u00f3 en el mercado de Pa\u00edses Bajos, donde hubo una bajada del 7,9%, seguido por los mercados de Gran Breta\u00f1a y Francia, con ca\u00eddas del 6,1% y del 4,6% respectivamente. En los mercados de Alemania, Italia, B\u00e9lgica, y Espa\u00f1a, los descensos estuvieron entre el 1,2% y el 3,2%. La excepci\u00f3n fue el mercado portugu\u00e9s donde la demanda aument\u00f3 un 2,1%. En cuanto a las temperaturas medias<\/strong> de los 12 meses del 2022, se registraron incrementos generalizados respecto al mismo per\u00edodo de 2021 que estuvieron entre 0,9 \u00b0C y 1,5 \u00b0C.<\/p>\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<\/h3>\n\n\n\n

En el a\u00f1o 2022, el precio promedio anual 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, con un promedio de 136,00 \u20ac\/MWh, y el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, con 167,52 \u20ac\/MWh y 167,89 \u20ac\/MWh respectivamente. Sin embargo, al tener en cuenta el precio que algunos consumidores tuvieron que pagar debido a la limitaci\u00f3n de los precios del gas en el mercado MIBEL, tambi\u00e9n se superaron los 200 \u20ac\/MWh, alcanzando un promedio de 209,92 \u20ac\/MWh en el mercado espa\u00f1ol. Por otra parte, el precio promedio anual m\u00e1s alto, de 303,95 \u20ac\/MWh, fue el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, seguido por el del mercado EPEX SPOT<\/strong> de Francia, de 275,88 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 236,29 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 244,53 \u20ac\/MWh del mercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica.<\/p>\n\n\n\n

Si se comparan los precios promedio del a\u00f1o 2022 con los registrados en 2021, los precios subieron en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado franc\u00e9s, del 153%, mientras que el menor incremento fue el del mercado ib\u00e9rico, del 50%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 74% del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido y el 144% del mercado alem\u00e1n.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, en el caso del mercado MIBEL, si se tiene en cuenta el precio pagado por algunos consumidores para compensar la limitaci\u00f3n de los precios del gas vigente durante parte de 2022 en el mercado ib\u00e9rico, el precio promedio de 2022 en el mercado espa\u00f1ol aument\u00f3 un 88% respecto a 2021.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los precios horarios, el m\u00e1s elevado de 2022, de 2987,78 \u20ac\/MWh, se registr\u00f3 en Francia el lunes 4 de abril, de 8:00 a 9:00. Este precio fue el m\u00e1s alto del mercado franc\u00e9s desde octubre de 2009. En el caso del mercado brit\u00e1nico, se registraron precios por encima de 1000 \u00a3\/MWh en diversas ocasiones durante 2022. El precio m\u00e1s alto, de 1585,82 \u00a3\/MWh, se alcanz\u00f3 el lunes 12 de diciembre, de 18:00 a 19:00, y fue el m\u00e1s alto de este mercado desde noviembre de 2021.<\/p>\n\n\n\n

En cambio, en 2022 tambi\u00e9n se registraron precios horarios negativos en algunos mercados. El precio horario m\u00e1s bajo, de \u2011222,36 \u20ac\/MWh, se alcanz\u00f3 el s\u00e1bado 23 de abril, de 12:00 a 13:00, en el mercado neerland\u00e9s y fue el m\u00e1s bajo de este mercado al menos desde abril de 2011.<\/p>\n\n\n\n

En el caso de los precios mensuales, en general se alcanzaron los precios m\u00e1s elevados de 2022 en el mes de agosto, influenciados por la subida de los precios del gas. En ese mes, se registraron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en casi todos los mercados. El promedio m\u00e1s elevado fue el del mercado italiano, de 543,15 \u20ac\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

En el a\u00f1o 2022, la importante subida de los precios del gas respecto al a\u00f1o anterior, influenciada por el conflicto entre Rusia y Ucrania, y los elevados precios del los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> propiciaron el incremento de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Como consecuencia, los precios promedio de 2022 fueron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en todos los mercados el\u00e9ctricos analizados. El incremento generalizado de la producci\u00f3n solar, el descenso de la demanda en casi todos los mercados y el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en Alemania, Francia o Espa\u00f1a no fueron suficientes para evitar las subidas de precios respecto al a\u00f1o anterior.<\/p>\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

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h3>\n\n\n\n

Durante el a\u00f1o 2022, los precios de cierre de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> alcanzaron un precio promedio de 99,05 $\/bbl. Esta cifra supone un aumento del 40% respecto al promedio alcanzado por los futuros Front\u2011Month del a\u00f1o anterior, de 70,95 $\/bbl. Adem\u00e1s, el precio promedio de 2022 fue el m\u00e1s alto desde 2014.<\/p>\n\n\n\n

El inicio del conflicto entre Rusia y Ucrania favoreci\u00f3 el incremento de los precios, que alcanzaron su valor m\u00e1ximo, de 127,98 $\/bbl, el 8 de marzo. Este precio de cierre fue el m\u00e1s elevado desde julio de 2008. Sin embargo, el temor por los efectos sobre la demanda de una posible recesi\u00f3n econ\u00f3mica global y la evoluci\u00f3n de la COVID\u201119 en China ejercieron su influencia a la baja sobre los precios en 2022.<\/p>\n\n\n\n

Durante el pasado a\u00f1o, la Agencia Internacional de la Energ\u00eda rebaj\u00f3 sus previsiones de crecimiento de la demanda para 2023 en diversas ocasiones. Tambi\u00e9n rebaj\u00f3 sus previsiones para 2023 la OPEP en noviembre y en su reuni\u00f3n de diciembre, la OPEP+ decidi\u00f3 mantener sus niveles de producci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n

En el inicio de 2023, la evoluci\u00f3n de la demanda y las consecuencias de las sanciones de la Uni\u00f3n Europea sobre el petr\u00f3leo ruso podr\u00edan ejercer su influencia sobre la evoluci\u00f3n de los precios y sobre las pr\u00f3ximas decisiones de la OPEP+.<\/p>\n\n\n\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 2022, aumentaron hasta alcanzar un precio promedio de 133,19 \u20ac\/MWh. Este promedio fue un 174% mayor al de los futuros Front\u2011Month negociados en 2021, de 48,54 \u20ac\/MWh, y el m\u00e1s elevado de, como m\u00ednimo, los \u00faltimos nueve a\u00f1os.<\/p>\n\n\n\n

En 2022, tras el inicio de la guerra en Ucrania, los precios de los futuros del gas TTF aumentaron hasta alcanzar un precio r\u00e9cord de 227,20 \u20ac\/MWh el 7 de marzo, influenciados por el temor a problemas de suministro. Pero, la continuidad en el suministro de gas desde Rusia y el incremento de la llegada de gas natural licuado por v\u00eda mar\u00edtima permitieron que los precios volvieran a bajar.<\/p>\n\n\n\n

Posteriormente, varios pa\u00edses europeos dejaron de recibir gas procedente de Rusia al negarse a pagarlo en rublos, exigencia establecida por Rusia como respuesta a las sanciones impuestas. Adem\u00e1s, en el segundo trimestre de 2022, el flujo de gas a trav\u00e9s del gaseoducto Nord Stream 1 disminuy\u00f3 por causas t\u00e9cnicas y en julio fue totalmente interrumpido para realizar las labores de mantenimiento anuales. Al reanudarse el flujo de gas por este gaseoducto, lo hizo en menor cantidad. Por otra parte, el suministro de gas natural licuado procedente de Estados Unidos tambi\u00e9n disminuy\u00f3 a partir de la segunda semana de junio debido al cierre temporal de una planta exportadora. En julio, el suministro de gas desde Noruega y Argelia tambi\u00e9n disminuy\u00f3, contribuyendo al comportamiento ascendente de los precios.<\/p>\n\n\n\n

En agosto, la elevada demanda para rellenar las reservas de gas antes del invierno, junto con el temor a nuevas interrupciones en el suministro de gas ruso, dieron lugar a r\u00e1pidas subidas de precios. Como consecuencia, el precio r\u00e9cord de marzo fue superado. El d\u00eda 26 de agosto, se alcanz\u00f3 el precio de cierre m\u00e1ximo anual, de 339,20 \u20ac\/MWh. Este precio fue el m\u00e1s alto al menos desde octubre de 2013.<\/p>\n\n\n\n

Despu\u00e9s, los precios descendieron favorecidos por los altos niveles de las reservas europeas y mantuvieron su tendencia a la baja hasta la primera mitad de noviembre, a lo que contribuyeron unas temperaturas por encima de las habituales para la \u00e9poca.<\/p>\n\n\n\n

A partir de la segunda mitad de noviembre, la disminuci\u00f3n de la cantidad de buques a la espera de descargar en las regasificadoras, el descenso de las temperaturas y el aumento de la producci\u00f3n el\u00e9ctrica con gas propiciaron una cierta recuperaci\u00f3n de los precios. Pero en las \u00faltimas semanas de 2022, los precios volvieron a descender y, en las \u00faltimas sesiones del a\u00f1o, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de los 85 \u20ac\/MWh, influenciados por pron\u00f3sticos de temperaturas suaves y elevada producci\u00f3n e\u00f3lica para el inicio de enero.<\/p>\n\n\n\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 2022, durante el pasado a\u00f1o, aumentaron respecto al a\u00f1o anterior, alcanzando un precio promedio anual de 81,24 \u20ac\/t. Este promedio fue un 50% mayor al promedio registrado por estos futuros en el a\u00f1o 2021, de 54,05 \u20ac\/t.<\/p>\n\n\n\n

En 2022, el precio m\u00e1ximo, de 98,01 \u20ac\/t, se alcanz\u00f3 el d\u00eda 19 de agosto y fue el m\u00e1s alto de la historia. En el mes de agosto, las perspectivas de un incremento en la producci\u00f3n t\u00e9rmica asociado al descenso de la producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica debido a la sequ\u00eda contribuyeron al aumento de los precios.<\/p>\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 y valoraci\u00f3n de proyectos renovables<\/h3>\n\n\n\n

Con el inicio de 2023, en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong> se est\u00e1n actualizando las curvas de precios de mercados el\u00e9ctricos europeos de largo plazo<\/a>, imprescindibles para la financiaci\u00f3n<\/strong> y valoraci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables <\/strong>y para los PPA<\/strong>. Estas previsiones de precios tienen un horizonte<\/strong> de 30 a\u00f1os<\/strong> y granularidad horaria<\/strong>, incluyen las bandas de confianza<\/strong> anuales, precios capturados <\/strong>por la solar fotovoltaica<\/strong> y la e\u00f3lica<\/strong>, adem\u00e1s del AleaLow Solar PV<\/strong> y AleaLow Wind<\/strong>, que permiten estimar los escenarios m\u00e1s bajistas de los precios capturados para un conjunto de a\u00f1os del horizonte de previsi\u00f3n, con el valor a\u00f1adido de llevar asociado un valor de probabilidad, necesario para los modelos financieros y la gesti\u00f3n de riesgos.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 3 de enero de 2023. En 2022, los precios anuales de los mercados el\u00e9ctricos fueron los m\u00e1s altos de la historia, superando en la mayor\u00eda de casos los 200 \u20ac\/MWh. Los precios del gas y CO2, que tambi\u00e9n registraron r\u00e9cords, fueron la causa principal de los elevados precios de los mercados el\u00e9ctricos. 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