{"id":135331,"date":"2023-07-04T17:14:01","date_gmt":"2023-07-04T15:14:01","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=135331"},"modified":"2023-07-04T17:14:04","modified_gmt":"2023-07-04T15:14:04","slug":"caida-gas-aumento-renovables-impulsan-bajada-precios-mercados-electricos-europeos-primer-semestre-2023","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/caida-gas-aumento-renovables-impulsan-bajada-precios-mercados-electricos-europeos-primer-semestre-2023\/","title":{"rendered":"Ca\u00edda del gas y aumento de renovables impulsan la bajada de precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos en el primer semestre de 2023"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 de julio de 2023. En el primer semestre de 2023 los precios promedio de los mercados el\u00e9ctricos europeos descendieron, situ\u00e1ndose como los m\u00e1s bajos desde el segundo semestre de 2021. Las causas fundamentales de estas ca\u00eddas son el descenso de los precios del gas y de la demanda el\u00e9ctrica en algunos mercados, as\u00ed como una producci\u00f3n renovable que aument\u00f3 en la mayor\u00eda de los mercados. La producci\u00f3n solar fotovoltaica del semestre fue r\u00e9cord en los mercados del sur de Europa y la e\u00f3lica en Espa\u00f1a y Francia.<\/strong><\/p>\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y termoel\u00e9ctrica y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n

En el primer semestre de 2023, la producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, si se compara con el mismo per\u00edodo del a\u00f1o anterior. La subida m\u00e1s pronunciada, del 41%, se registr\u00f3 en el mercado portugu\u00e9s, seguida por el mercado espa\u00f1ol y el franc\u00e9s, donde los incrementos fueron del 31% y 23%, respectivamente. Los menores aumentos se observaron en el mercado de Italia y fueron del 1,9%. En cambio, en el mercado de Alemania la producci\u00f3n solar baj\u00f3 en el conjunto de los seis primeros meses de 2023 un 1,6% de forma interanual.<\/p>\n

Con respecto al segundo semestre de 2022, la producci\u00f3n solar del primer semestre de 2023 aument\u00f3 en todos mercados analizados. Tambi\u00e9n en este caso, la mayor subida se registr\u00f3 en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, con incrementos del 38% y 30% en Portugal y Espa\u00f1a peninsular, respectivamente. En Alemania, Italia y Francia se observaron aumentos m\u00e1s moderados, del 12%, 13% y 16% en cada caso.<\/p>\n

Adem\u00e1s, en los mercados espa\u00f1ol, franc\u00e9s, italiano y portugu\u00e9s la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong> semestral fue la m\u00e1s alta de la historia, con 18\u00a0080\u00a0GWh generados en el caso de Espa\u00f1a, 10\u00a0772\u00a0GWh en el caso de Francia, 12\u00a0054\u00a0GWh en el caso de Italia y 1780\u00a0GWh en el caso de Portugal.<\/p>\n

Por otra parte, seg\u00fan datos de Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a (REE), en junio de 2023 la potencia solar fotovoltaica en Espa\u00f1a peninsular se situ\u00f3 1230\u00a0MW por encima de la capacidad instalada a finales de 2022. En el mismo per\u00edodo, el incremento de la potencia solar fotovoltaica en Portugal respecto a la capacidad instalada a finales de diciembre 2022 fue de 161\u00a0MW.<\/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>
\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><\/p>\n

En el caso de la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>, en el primer semestre de 2023 aument\u00f3 un 27% en el mercado franc\u00e9s y un 5,2% en el mercado espa\u00f1ol, si se compara con el mismo per\u00edodo del a\u00f1o 2022. Por otra parte, en los mercados portugu\u00e9s, alem\u00e1n e italiano se registraron ca\u00eddas del 0,1%, 0,9% y 2,0% respectivamente.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el \u00faltimo semestre de 2022, la producci\u00f3n e\u00f3lica de la primera parte de 2023 subi\u00f3 en todos mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, salvo en el mercado portugu\u00e9s donde descendi\u00f3 un 0,6%. El mayor aumento, del 31%, se registr\u00f3 en Italia, seguido por los incrementos del 24%, 21% y 6,9% de los mercados alem\u00e1n, franc\u00e9s y espa\u00f1ol, respectivamente.<\/p>\n

Adem\u00e1s, en los mercados espa\u00f1ol y franc\u00e9s, la producci\u00f3n e\u00f3lica semestral, de 31\u00a0715\u00a0GWh y de 22\u00a0889\u00a0GWh, respectivamente, fue la m\u00e1s alta de todos los semestres de la historia hasta el momento.<\/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

Durante el primer semestre de 2023, se registraron descensos interanuales de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> en todos los mercados europeos analizados. La mayor ca\u00edda, del 12%, fue la del mercado neerland\u00e9s, seguida por la del mercado franc\u00e9s, del 6,4%. En el resto de los mercados analizados, los descensos estuvieron entre el 0,2% del mercado portugu\u00e9s y el 4,6% del mercado espa\u00f1ol.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el semestre anterior, la demanda el\u00e9ctrica subi\u00f3 entre un 0,2% y un 5,4% en los mercados de Francia, Portugal, Gran Breta\u00f1a y B\u00e9lgica. En cambio, se registraron descensos de entre el 3,2% y el 11% en Alemania, Espa\u00f1a, Italia y Pa\u00edses Bajos<\/p>\n

Salvo en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, se registraron ca\u00eddas interanuales de las temperaturas medias en el primer semestre del a\u00f1o. Los descensos estuvieron entre los 0,1\u00a0\u00baC de Alemana, Italia y Gran Breta\u00f1a y los 0,3\u00a0\u00baC de B\u00e9lgica. En los Pa\u00edses Bajos las temperaturas se mantuvieron similares a las del primer semestre de 2022.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el segundo semestre de 2022, las temperaturas medias fueron menores en todos los mercados, con ca\u00eddas que van desde los 3,4\u00a0\u00baC en Gran Britania y Pa\u00edses Bajos a los 5,5\u00a0\u00baC en Italia.<\/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

En el primer semestre de 2023, el precio promedio semestral se mantuvo por debajo de los 115\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Las excepciones fueron el mercado N2EX <\/strong>del Reino Unido y el mercado IPEX<\/strong> de Italia, cuyos promedios fueron 123,15\u00a0\u20ac\/MWh y 136,10\u00a0\u20ac\/MWh, respectivamente. Por otra parte, el precio semestral m\u00e1s bajo, de 70,42\u00a0\u20ac\/MWh, se registr\u00f3 en el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 88,27\u00a0\u20ac\/MWh del mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y los 110,85\u00a0\u20ac\/MWh del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Francia.<\/p>\n

En comparaci\u00f3n con el semestre anterior, en el primer semestre de 2023 los precios promedio bajaron en todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La mayor ca\u00edda, del 66%, fue la del mercado franc\u00e9s, mientras que los menores descensos, del 31% y el 32%, se registraron en los mercados de Portugal y Espa\u00f1a, respectivamente. El resto de los mercados registraron descensos de precios de entre el 54% del mercado brit\u00e1nico y el 64% del mercado alem\u00e1n.<\/p>\n

Si se comparan los precios promedio del primer semestre de 2023 con los registrados en el mismo semestre de 2022, los precios tambi\u00e9n descendieron en todos los mercados. Las mayores ca\u00eddas fueron las de los mercados portugu\u00e9s y espa\u00f1ol, del 56% y el 57%, respectivamente. En cambio, el menor descenso fue el del mercado n\u00f3rdico, del 39%. En el resto de los mercados, los descensos estuvieron entre el 41% del mercado brit\u00e1nico y el 52% del mercado franc\u00e9s.<\/p>\n

Por otra parte, estas bajadas de precios tuvieron como resultado que el precio del primer semestre de 2023 fuera el m\u00e1s bajo desde el segundo semestre de 2021 en todos los mercados analizados.<\/p>\n

En el primer semestre de 2023, el descenso del precio promedio del gas respecto al del semestre anterior, el incremento generalizado de la producci\u00f3n solar, el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en casi todos los mercados y el descenso de la demanda en alguno de ellos propiciaron el descenso de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos respecto al semestre anterior, pese al incremento de los precios de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>.<\/p>\n

AleaSoft - renovables paneles solares molinos viento<\/a><\/div>\n

Al comparar con el primer semestre de 2022, el descenso del precio promedio del gas y de la demanda el\u00e9ctrica, el incremento de la producci\u00f3n solar en casi todos los mercados y el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en mercados como el espa\u00f1ol o el franc\u00e9s tambi\u00e9n favorecieron el descenso de los precios de los mercados el\u00e9ctricos.<\/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

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 semestral de 79,97\u00a0$\/bbl en el primer semestre de 2023. Este valor fue un 14% menor al alcanzado por los futuros Front\u2011Month del semestre anterior, de 93,26\u00a0$\/bbl. Tambi\u00e9n fue un 24% inferior al correspondiente a los futuros Front\u2011Month negociados en el primer semestre de 2022, de 104,94\u00a0$\/bbl.<\/p>\n

Durante el primer semestre de 2023, las preocupaciones por la econom\u00eda mundial y la evoluci\u00f3n de la demanda ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent. Estas preocupaciones se agravaron a partir de marzo como consecuencia de la inestabilidad del sector bancario. Las subidas de las tasas de inter\u00e9s y el proceso de negociaci\u00f3n del techo de deuda en Estados Unidos tambi\u00e9n ejercieron su influencia sobre la evoluci\u00f3n de los precios. Sin embargo, los recortes acordados por la OPEP+, as\u00ed como los anunciados por Arabia Saud\u00ed y Rusia contribuyeron a evitar precios de cierre inferiores a 70\u00a0$\/bbl en el primer semestre de 2023. Adem\u00e1s, los problemas de suministro relacionados con el terremoto de Turqu\u00eda ocurrido en el mes de febrero y los planes del Gobierno estadounidense para rellenar sus reservas estrat\u00e9gicas tambi\u00e9n ejercieron su influencia al alza sobre los precios.<\/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 primer semestre de 2023 por estos futuros fue de 44,34\u00a0\u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el de los futuros Front\u2011Month negociados en el semestre anterior, de 164,88\u00a0\u20ac\/MWh, el promedio descendi\u00f3 un 73%. Si se compara con los futuros Front\u2011Month negociados en el mismo semestre de 2022, cuando el precio promedio fue de 100,99\u00a0\u20ac\/MWh, hubo un descenso del 56%.<\/p>\n

Durante la mayor parte del primer semestre de 2023, los precios de los futuros de gas TTF disminuyeron progresivamente debido al suministro abundante de gas natural licuado por v\u00eda mar\u00edtima y al descenso de la demanda, que tuvieron como resultado niveles altos de las reservas europeas. Sin embargo, en junio el suministro desde Noruega se vio afectado por una aver\u00eda. Adem\u00e1s, la competencia por el suministro de gas natural licuado procedente de Estados Unidos con los mercados asi\u00e1ticos tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia al alza sobre los precios. La noticia del cierre del mayor yacimiento de gas de Europa en octubre tambi\u00e9n contribuy\u00f3 a las preocupaciones sobre el suministro al final del semestre.<\/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 2023, alcanzaron un precio promedio de 89,22\u00a0\u20ac\/t en el primer semestre de 2023. Este precio fue un 13% mayor al promedio del semestre anterior, de 79,23\u00a0\u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mismo semestre de 2022 para el contrato de referencia de diciembre de ese a\u00f1o, de 83,53\u00a0\u20ac\/t, el promedio del primer semestre de 2023 fue un 6,8% mayor.<\/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 y valoraci\u00f3n de proyectos renovables<\/h2>\n

Las previsiones de precios de largo plazo<\/strong> son fundamentales para los grandes consumidores, la financiaci\u00f3n y valoraci\u00f3n de <\/strong>proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> o la gesti\u00f3n de riesgos. El servicio de previsiones de precios<\/a> de mercados de energ\u00eda de largo plazo de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong> incluye m\u00e9tricas probabil\u00edsticas<\/strong><\/a> con base cient\u00edfica para obtener previsiones fiables y de calidad. Adem\u00e1s, estas previsiones cuentan con 30 a\u00f1os de horizonte y granularidad horaria.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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