MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD
El precio de la energía durante el mes de enero cierra con una media de 60,17 €/MWh, aumentando respecto al mes anterior en un 43,39%. Comparando este precio con el precio de enero de 2020 se observa, igualmente, un aumento del 46,38%.
Si tenemos en cuenta los extremos:
- El máximo diario se ha registrado el viernes 8 con un precio de 94,99 €/MWh, marcado por una menor aportación de las renovables y un apuntado encarecimiento en el precio del gas natural debido a la alta demanda asiática, a causa de una fuerte ola de frío, que ha limitado el suministro europeo en general. En el caso de España, supuso que solo se inyectase a la red el 25% del gas demandado proveniente de Argelia. Esto ha provocado que se haya tenido que recurrir a las reservas propias de gas, sin peligrar en ningún momento la continuidad del suministro, elevando el precio máximo diario del gas a 51,55 €/MWh, precio casi 3 veces superior comparado con un día medio típico.
- El mínimo diario se cruzó el domingo 31 a 1,42 €/MWh. influenciado por una aportación de energía eólica que supuso más del 53% de la generación durante ese día y una baja aportación del ciclo combinado (menos del 4%), unido a una baja demanda, característica de un día festivo.
La cotización de los derechos de emisión durante el mes de enero ha experimentado una tendencia alcista. Los precios han aumentado de forma discontinua durante el mes respecto a los de finales de diciembre, tocando techo histórico en 34,92 €/ nCO2 el 8 de enero, coincidiendo en el día con el precio máximo de la electricidad.
El mercado spot del Brent ha experimentado una subida acusada durante la primera semana del mes de enero cerrando con un promedio de 55,88 $/bb, un 7,78% superior al valor observado en diciembre.
El mes de enero ha tenido una tendencia a la baja en la evolución de la paridad €/$, cerrando el mes a 1,2136. Las cotizaciones de carbón se han mantenido estables, rondando los 50 $/t. Las cotizaciones del gas natural mantuvieron, al igual que sucede con MIBGAS y el TTF, una tendencia alcista, dando máximos de 51,55 €/MWh para MIBGAS el 8 de enero y de 26,67 €/MWh para el TTF el 13 de enero.
En lo que respecta a las reservas hidrológicas, enero ha finalizado con una energía hidroeléctrica calculada, máxima teórica disponible, de 10.802 GWh, que representa el 46,90 % de la capacidad total, el 85,90 % de la disponible hace un año. Su aportación a la generación de energía eléctrica aumenta un 29,60 % su participación con respecto al mes anterior. La producción hidráulica ha sido de 4.122 GWh que representa un aumento del 9,10 % respecto a enero del año anterior, manteniendo la tercera posición en el mix energético.
La tecnología eólica mantiene la primera posición en el mix de generación en enero con 7.039 GWh. Esta tecnología ha supuesto un 30,75 %, disminuyendo un 6,54 % respecto a diciembre.
Por su parte la tecnología nuclear mantiene la segunda posición en la aportación de la generación. La producción nuclear ha representado un 22,67 % de la generación total, lo que se traduce en 5.190 GWh.
El ciclo combinado baja a la quinta posición en el mix energético. Su aportación ha sido de un 9,31 % que representa 2.132 GWh. La cogeneración sube a cuarta posición con una aportación del 10.50%, con 2.405 GWh.
Por otra parte, la generación a partir de carbón ha aumentado su aportación al mix energético con un total de 570 GWh, un 149,44% mayor que en el mes anterior.
El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de enero ha aumentado respecto al mes anterior dando un total de 251,5 GWh. En la parte importadora se encuentran Francia con 513 GWh y Marruecos con 52,5 GWh. En la parte exportadora se encuentran Portugal con 274 GWh y Andorra con 40 GWh.
La suma de componentes que forman el precio final ha disminuido ligeramente. Estos componentes suponen el 10,89 % del precio final del mercado Spot.
Enero mantiene la tendencia marcada de los últimos meses, aumentando, en general, el precio final con respecto al mes anterior. La subida de la cotización de las emisiones de carbono y de las materias primas, especialmente el gas natural, explican la dinámica observada. Del mismo modo, el consumo también ha aumentado respecto al mes de diciembre y respecto al año anterior.
Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario
Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.
Generación por tecnologías
Variación de generación por tecnología
Resto de componentes del Precio Horario Final
MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Subida generalizada en el mercado a plazos de electricidad
Los productos de futuros han tomado una tendencia alcista en general para la electricidad, del mismo modo que suben para algunas materias primas. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 53,85 €/MWh y los 48,37 €/MWh, mientras que en diciembre oscilaron entre los 51,27 €/MWh y los 45,35 €/MWh.
Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión han experimentado una subida acabando el mes de enero a 32,95 €/tnCO2. Para 2021 las cotizaciones no experimentarán grandes cambios.
Los futuros del Brent han aumentado este mes, cerrando en los 55,88 $/bbl. Esta tendencia parece que no continuará en el corto plazo, estabilizando el precio durante el 2021. Los futuros para el cambio euro-dólar bajan cerrando enero de 2021 en 1,20955 €/$, aunque se mantiene tendencia alcista para el resto del año.
La cotización del carbón continua con su ligera tendencia alcista durante 2021.
Durante enero, el producto que ha aumentado en mayor medida ha sido el FTB M mar-21, con una subida del 8,21 %, marcando un valor de 48,15 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de enero (FTB M jan-21) cerró su cotización media a 51,84 €/MWh durante el mes de diciembre, siendo 8,33 €/MWh inferior al precio del mercado diario.
Corto Plazo:
La cotización media del producto del mes de febrero de 2021 (FTB M feb-21) ha sido de 56,25 €/MWh, un 8,08 % superior a la cotización del mes anterior.
El precio medio del producto mensual de marzo (FTB M mar-21) aumenta su valor, situándose en un valor promedio de 48,15 €/MWh, un 8,21 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de diciembre.
El producto futuro del mes de abril de 2021 (FTB M apr-21) también ha aumentado de valor, situándose en 45,29 €/MWh, un 6,73 % superior a la cotización promedio durante el mes anterior.
Medio Plazo:
El segundo trimestre de 2021 (FTB Q2-21) cierra enero con un valor medio de 46,36 €/MWh aumentando su valor respecto a la cotización media durante el mes de diciembre en un 6,08 %.
El tercer trimestre de 2021 (FTB Q3-21) cierra este mes con un valor medio de 51,40 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 6,23 %.
El cuarto trimestre de 2021 (FTB Q4-21) cierra enero con un valor medio de 55,24 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 5,25 %.
Largo Plazo:
Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo han experimentado, en general, una leve bajada. El producto anual de 2024 (FTB YR-24) se sitúa en 42,63 €/MWh durante enero aumentando su cotización en un 0,75 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2023 (FTB YR-23) registra una bajada del 1,67 % respecto a su cotización en diciembre situándose en 43,43 €/MWh y el producto anual de 2022 (FTB YR-22), cierra el mes de enero con una cotización de 47,03 €/MWh, un 0,32 % inferior al mes anterior.
En este mes de enero hemos observado un comportamiento alcista de las cotizaciones de los productos futuros de la electricidad, del mismo modo que algunas materias primas, principalmente el gas natural, han experimentado subidas importantes.
Enero ha estado marcado por unos precios muy elevados de la electricidad, derivados de unas condiciones meteorológicas adversas unidas a una serie de factores extra, que han afectado el suministro de gas natural.
Asia ha sido víctima de una intensa ola de frío, provocando una fuerte demanda de gas natural por parte de China, Japón y Corea del Sur. Esta fuerte demanda se ha unido al parón del Canal de Panamá, por el que pasan los buques que suministran gas natural a Asia desde EE. UU, y que ha derivado en que muchos otros se desvíen a los mercados asiáticos para cubrir la demanda.
La consecuencia directa ha sido el drástico aumento de precio en los mercados europeos al aumentar la demanda debido a la época en la que estamos, sumado a los problemas en el suministro de gas proveniente de Argelia, que solo ha sido capaz de inyectar entorno a
un 25% del gas solicitado y se ha tenido que recurrir al gas almacenado. Todo esto unido a un precio record de casi 35 por tonelada de CO2 .
En España hay que sumar el temporal conocido como Filomena, que ha dejado temperaturas mínimas históricas, poco viento y nevadas que han cubierto la mayor parte de los paneles fotovoltaicos instalados, lo que implica una producción renovable mínima que hay que compensar con la combustión de gas natural a unos precios muy elevados.
Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario
Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base
Cotizaciones producto mensual carga base OMIP
Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP
Cotizaciones producto anual carga base OMIP
Fuentes: OMIE, OMIP, EIA, EEX, PEGAS, CME Group, MIBGAS, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground y AEMET.
