{"id":125314,"date":"2022-01-31T18:33:47","date_gmt":"2022-01-31T17:33:47","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=125314"},"modified":"2024-02-27T17:06:53","modified_gmt":"2024-02-27T16:06:53","slug":"janeiro-2022-mes-macrovolatilidade-mercados-europeus-electricidade","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/janeiro-2022-mes-macrovolatilidade-mercados-europeus-electricidade\/","title":{"rendered":"Janeiro 2022: Um m\u00eas de macrovolatilidade nos mercados europeus de electricidade"},"content":{"rendered":"\t\t
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AleaSoft Energy Forecasting, 31 de enero de 2022. En enero el precio promedio de los mercados el\u00e9ctricos europeos super\u00f3 los 165\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de casos. Estos precios fueron menores a los de diciembre pero muy superiores a los de enero de 2021. Durante el mes se registraron horas con valores negativos en algunos mercados y otras con valores muy elevados, como en el caso brit\u00e1nico donde se superaron las 1100\u00a0\u00a3\/MWh en tres ocasiones, un ejemplo de la macrovolatilidad de los mercados. Destaca el aumento de la producci\u00f3n solar en todos los mercados.<\/strong><\/p>

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

La producci\u00f3n solar<\/strong> aument\u00f3 en enero de 2022 en t\u00e9rminos interanuales en todos los mercados analizados. En el an\u00e1lisis se han utilizado datos reales hasta el d\u00eda 30 de enero y previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> para el d\u00eda 31. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica la producci\u00f3n se increment\u00f3 considerablemente con respecto a la registrada en enero de 2021, un 102% en Portugal y un 81% en Espa\u00f1a. Seg\u00fan datos de REN, el operador de sistema portugu\u00e9s, entre enero de 2021 y diciembre de 2021 la potencia instalada solar aument\u00f3 en 500\u00a0MW, lo que representa un incremento del 57%. En el caso de Espa\u00f1a peninsular, la potencia solar fotovoltaica<\/strong> aument\u00f3 en 3054\u00a0MW, un 26%, entre enero de 2021 y enero de 2022, 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 analizados, los aumentos interanuales para el primer mes del 2022 fueron de un 57% en Alemania, un 47% en Francia y un 42% en Italia.<\/p>

En la comparaci\u00f3n con diciembre de 2021, la producci\u00f3n solar de enero de 2022 tambi\u00e9n aument\u00f3 en todos los mercados. Los incrementos estuvieron entre el 34% de los mercados de Alemania y Francia y el 53% del mercado espa\u00f1ol.<\/p>

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

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

En el caso de la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> de enero de 2022, tambi\u00e9n teniendo en cuenta datos reales hasta el d\u00eda 30 y previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> para el d\u00eda 31, el mayor incremento interanual se registr\u00f3 en el mercado alem\u00e1n, el cual fue del 40%. En el resto de los mercados, la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda renovable disminuy\u00f3 entre el 24% del mercado espa\u00f1ol y el 6,0% del mercado italiano.<\/p>

La producci\u00f3n de enero de 2022 con respecto a la del mes anterior tambi\u00e9n registr\u00f3 un incremento del 32% en el mercado alem\u00e1n. En el resto de los mercados, al igual que en la comparaci\u00f3n interanual, se registraron ca\u00eddas respecto a la producci\u00f3n e\u00f3lica de diciembre de 2021, de un 28% en Francia, un 23% en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y un 11% en Italia.<\/p>

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

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>

En cuanto al comportamiento de la demanda el\u00e9ctrica<\/strong>, durante el mes de enero de 2022 se registraron descensos interanuales en la mayor\u00eda de los mercados de Europa, seg\u00fan los datos reales hasta el 30 de enero de 2022 y las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> del 31 de enero de 2022. La demanda fue la m\u00e1s baja para un enero desde 2016 en los mercados de Portugal y Espa\u00f1a, donde se registraron ca\u00eddas interanuales del 6,9% y 5,5%, respectivamente.<\/p>

Los ascensos de las temperaturas medias respecto a enero de 2021 fueron m\u00e1s notables en este per\u00edodo en los mercados de Gran Breta\u00f1a y B\u00e9lgica, subiendo hasta 2,0\u00a0\u00b0C en el primero de ellos. Estos aumentos propiciaron que en ambos mercados se registrara el segundo menor valor de demanda de la historia para un mes de enero, despu\u00e9s del m\u00ednimo de 2020. Los descensos de la demanda en dichos mercados fueron de 2,9% y 2,5%, respectivamente.<\/p>

Comparando respecto al mes anterior, diciembre de 2021, la bajada de las temperaturas medias en enero de 2022 hacia valores m\u00e1s fr\u00edos permiti\u00f3 el ascenso de la demanda en la mayor\u00eda de mercados de Europa, seg\u00fan los datos reales hasta el 30 de enero de 2022 y las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/a> del 31 de enero de 2022. Adem\u00e1s, el efecto de los festivos de Navidad y fin de a\u00f1o favoreci\u00f3 tambi\u00e9n la recuperaci\u00f3n en enero. Los mercados que m\u00e1s resaltaron fueron los de Portugal y Francia, ya que registraron incrementos del 8,0% y 6,6%, respectivamente. Precisamente el mercado portugu\u00e9s junto al espa\u00f1ol tuvieron las disminuciones m\u00e1s significativas en las temperaturas medias del primer mes de 2022, que fueron de 2,4\u00a0\u00b0C en ambos casos. Estos descensos de las temperaturas medias provocaron que la demanda espa\u00f1ola subiera 3,4% respecto al \u00faltimo mes de 2021. En el mercado belga el aumento de la demanda fue del 3,5%. Por otro lado, en los mercados de Alemania y Gran Breta\u00f1a se registraron aumentos del 2,5% en ambos casos.<\/p>

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

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h2>

En el mes de enero de 2022, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 165\u00a0\u20ac\/MWh en casi todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, superando los 215\u00a0\u20ac\/MWh en algunos casos. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con un promedio de 93,25\u00a0\u20ac\/MWh. En cambio, el precio promedio mensual m\u00e1s elevado, de 224,50\u00a0\u20ac\/MWh, fue el del mercado IPEX<\/strong> de Italia, seguido por el del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido, de 218,94\u00a0\u20ac\/MWh. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 167,73\u00a0\u20ac\/MWh del mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Alemania y los 211,42\u00a0\u20ac\/MWh del mercado EPEX\u00a0SPOT de Francia.<\/p>

En comparaci\u00f3n con el mes de diciembre de 2021, en enero los precios promedio bajaron en todos los mercados el\u00e9ctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. La mayor ca\u00edda, del 37%, se registr\u00f3 en el mercado Nord\u00a0Pool, mientras que los menores descensos fueron los de mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, del 16% en ambos casos. El resto de los mercados tuvieron descensos de precios entre el 20% del mercado de Italia y el 24% de los mercados de Alemania y el Reino Unido.<\/p>

Sin embargo, si se comparan los precios promedio del mes de enero con los registrados en el mismo mes de 2021, los precios aumentaron significativamente en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado italiano, del 270%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 104% del mercado Nord\u00a0Pool y el 255% del mercado franc\u00e9s.<\/p>

Respecto a los precios horarios, pese a que los precios en general se mantuvieron por debajo de los m\u00e1ximos del mes anterior, en el mes de enero los precios horarios superaron las 1100\u00a0\u00a3\/MWh en tres ocasiones en el mercado brit\u00e1nico. El precio horario m\u00e1s elevado fue el del d\u00eda 17 de enero, a las 18:00 CET, cuando se alcanz\u00f3 un precio de 1161,06\u00a0\u00a3\/MWh. Por otra parte, el d\u00eda 3 de enero hubo precios horarios negativos en los mercados de Alemania, B\u00e9lgica, los Pa\u00edses Bajos y el Reino Unido. En el caso del mercado brit\u00e1nico, el d\u00eda 1 de enero, tambi\u00e9n se registraron precios horarios negativos. Ese d\u00eda, se alcanz\u00f3 el precio horario m\u00e1s bajo de la historia del mercado, de -50,00\u00a0\u00a3\/MWh, a las 8:00.<\/p>

En cuanto a los precios diarios, el d\u00eda 2 de enero en los mercados de Francia y los Pa\u00edses Bajos se alcanzaron los menores precios desde agosto de 2021 y en el mercado del Reino Unido, el m\u00e1s bajo desde abril de 2021. En el caso del mercado italiano, el d\u00eda 1 se registr\u00f3 el precio m\u00e1s bajo desde septiembre de 2021 y en el mercado Nord\u00a0Pool, el precio m\u00e1s bajo desde noviembre del a\u00f1o pasado fue el del d\u00eda 29 de enero, cuando se alcanz\u00f3 un precio de 24,87\u00a0\u20ac\/MWh. Este precio diario fue el m\u00e1s bajo registrado en los mercados europeos analizados durante el mes de enero.<\/p>

En el mes de enero, los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> continuaron altos. Sin embargo, los precios del gas descendieron respecto a los precios r\u00e9cord del mes anterior. Esto favoreci\u00f3 el descenso de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos respecto a dicho mes, pese al aumento de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados. Adem\u00e1s, el incremento generalizado de la producci\u00f3n solar y el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en Alemania tambi\u00e9n contribuyeron a este comportamiento. En el caso del mercado MIBEL<\/strong>, la recuperaci\u00f3n en los niveles de producci\u00f3n nuclear tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia a la baja sobre los precios.<\/p>

En cambio, en enero de 2022 los precios del gas fueron m\u00e1s de cuatro veces mayores a los del mismo mes del a\u00f1o anterior y tambi\u00e9n los precios de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> fueron muy superiores. Esto favoreci\u00f3 el incremento interanual de los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Adem\u00e1s, la producci\u00f3n e\u00f3lica fue inferior a la de enero de 2021 en la mayor\u00eda de los mercados.<\/p>

- <\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.<\/span><\/div><\/p>

Futuros de electricidad<\/h2>

Durante el mes de enero de 2022 los precios de los futuros de electricidad para el segundo trimestre del a\u00f1o registraron una subida en la \u00faltima semana del mes que termin\u00f3 por representar un saldo positivo si se comparan los precios de cierre del primer y \u00faltimo viernes del mes. Los futuros de Francia e Italia en el mercado EEX<\/strong> se disputaron durante el mes el t\u00edtulo de mercado con precios m\u00e1s altos para este producto. La diferencia entre los precios de los productos n\u00f3rdicos y los del resto de mercados europeos durante el mes de enero se ha mantenido entre los 120\u00a0\u20ac\/MWh y los 150\u00a0\u20ac\/MWh.<\/p>

- <\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de EEX, OMIP e ICE.<\/span><\/div><\/p>

Por otra parte, los precios de los futuros de electricidad para el pr\u00f3ximo a\u00f1o 2023 tuvieron un comportamiento similar, aunque con diferencias menores. En este producto el mercado EEX de Francia predomin\u00f3 como el de precios m\u00e1s altos durante la mayor parte del mes. Tras la bajada de la segunda semana del mes, los precios volvieron a subir y enero termin\u00f3 cerrando con incrementos en los precios de cierre entre el primer y \u00faltimo viernes del mes en todos los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. El mercado ICE<\/strong> de B\u00e9lgica fue el de mayor subida en t\u00e9rminos absolutos, con un aumento de 30,70\u00a0\u20ac\/MWh. Mientras tanto, en t\u00e9rminos porcentuales el mercado ICE<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos increment\u00f3 su precio en m\u00e1s de un 30%.<\/p>

- <\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de EEX, OMIP e ICE.<\/span><\/div><\/p>

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> registraron un precio promedio mensual de 85,29\u00a0$\/bbl en el mes de enero. Este valor es un 14% mayor al alcanzado por los futuros Front\u2011Month de diciembre de 2021, de 74,80\u00a0$\/bbl. Tambi\u00e9n es un 54% superior al correspondiente a los futuros Front\u2011Month negociados en enero de 2021, de 55,32\u00a0$\/bbl.<\/p>

Durante el mes de enero, los precios de los futuros del petr\u00f3leo Brent registraron una tendencia al alza. Uno de los principales factores detr\u00e1s de esta subida es la escalada de tensi\u00f3n que se est\u00e1 viviendo entre Rusia y Ucrania. A esto se suma que, pese al elevado n\u00famero de contagios por coronavirus, la demanda continu\u00f3 elevada. Adem\u00e1s, el mes se inici\u00f3 con problemas de suministro en Kazajst\u00e1n y Libia, los cuales tambi\u00e9n contribuyeron a la subida de los precios.<\/p>

En la pr\u00f3xima reuni\u00f3n de la OPEP+, programada para el d\u00eda 2 de febrero, se debe acordar el incremento de producci\u00f3n para el mes de marzo. Sin embargo, para algunos pa\u00edses podr\u00eda resultar dif\u00edcil incrementar sus niveles de producci\u00f3n debido a la falta de inversiones.<\/p>

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 enero fue de 85,15\u00a0\u20ac\/MWh. En comparaci\u00f3n con el promedio de los futuros Front\u2011Month negociados en el mes de diciembre de 2021, de 114,80\u00a0\u20ac\/MWh, el promedio descendi\u00f3 un 26%. Si se compara con los futuros Front\u2011Month negociados en el mes de enero de 2021, cuando el precio promedio fue de 20,40\u00a0\u20ac\/MWh, hubo una subida del 317%.<\/p>

Las tensiones entre Rusia y Ucrania afectaron a los precios del gas en el mes de enero. Adem\u00e1s, \u00e9stas podr\u00edan poner en riesgo la entrada en funcionamiento del gaseoducto Nord\u00a0Stream 2, la cual no est\u00e1 prevista antes del verano, lo que tensionar\u00eda a\u00fan m\u00e1s el mercado. La Uni\u00f3n Europea est\u00e1 buscando alternativas al gas procedente de Rusia, que consistir\u00edan, principalmente, en el incremento de las importaciones de gas procedente de Noruega y Argelia, as\u00ed como de cargamentos de gas licuado procedente de Estados Unidos.<\/p>

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 enero de 84,36\u00a0\u20ac\/t, un 5,2% mayor al promedio del mes anterior de 80,22\u00a0\u20ac\/t. Si se compara con el promedio del mes de enero de 2021 para el mismo producto, de 33,76\u00a0\u20ac\/t, el promedio de enero de 2022 es un 150% superior.<\/p>

Los precios de cierre de los futuros de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> se mantuvieron por encima de los 80\u00a0\u20ac\/t durante el mes de enero de 2022. La tendencia ascendente registrada la mayor parte del mes permiti\u00f3 que el d\u00eda 27 de enero se alcanzara un precio r\u00e9cord de 89,76\u00a0\u20ac\/t.<\/p>

- <\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div><\/p>

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>

Una herramienta de gran utilidad para analizar la evoluci\u00f3n de los mercados de energ\u00eda es Alea Energy DataBase (AleaApp)<\/strong>, desarrollada por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Alea Energy DataBase (AleaApp)<\/a> compila la informaci\u00f3n actualizada de las principales variables de los mercados e incluye herramientas que facilitan su visualizaci\u00f3n y an\u00e1lisis. Entre los datos disponibles est\u00e1n los precios de los mercados el\u00e9ctricos, demanda, producci\u00f3n por tecnolog\u00edas, precios de los combustibles y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> y datos macroecon\u00f3micos. Adem\u00e1s, peri\u00f3dicamente se van incluyendo nuevas variables y nuevos mercados por lo que es una base de datos en constante crecimiento. Actualmente se est\u00e1 ofreciendo un per\u00edodo de prueba sin coste asociado para los clientes y colaboradores de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, que estar\u00e1 disponible hasta el 31 de marzo de este a\u00f1o.<\/p>

La situaci\u00f3n de precios altos en los mercados el\u00e9ctricos est\u00e1 impactando de forma especialmente grave a los grandes consumidores<\/strong> y electrointensivos<\/strong>, para los que la electricidad representa una parte considerable de los costes de producci\u00f3n. Para analizar c\u00f3mo est\u00e1 viviendo el sector esta situaci\u00f3n y de la posibilidad de firmar contratos PPA<\/strong> contando con las coberturas del Estatuto de los Consumidores Electrointensivos<\/strong>, en el pr\u00f3ximo webinar de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se contar\u00e1 con la participaci\u00f3n en la mesa de an\u00e1lisis de Fernando Soto, Director General de AEGE<\/strong>, y de Juan Puyol, Deputy Director en Cesce<\/strong>. Dicho webinar se realizar\u00e1 el 10 de febrero<\/a> y en el mismo tambi\u00e9n se analizar\u00e1 la situaci\u00f3n de macrovolatilidad de los mercados de energ\u00eda europeos y las perspectivas a partir del primer trimestre de 2022. Adem\u00e1s, se comentar\u00e1n los servicios de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> que permiten una gesti\u00f3n de riesgos <\/strong>responsable y contribuyen a la transici\u00f3n energ\u00e9tica<\/strong>.<\/p>

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>