MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD
El precio de la energía durante el mes de noviembre cierra con una media de 41,94 €/MWh, aumentando respecto al mes anterior en un 14,61%. Comparando este precio con el precio que se marcó en noviembre de 2019 se observa, igualmente, una disminución del 0,61%.
Si tenemos en cuenta los extremos:
- El máximo diario se ha registrado el viernes 27 con un precio de 52,56 €/MWh, coincidiendo así con una aportación importante del ciclo combinado y una menor aportación de la energía solar fotovoltaica y solar térmica.
- El mínimo diario se cruzó el domingo 15 a 24,14 €/MWh. influenciado por una aportación de energía eólica que supuso casi el 39% de la generación durante ese día y una baja aportación del ciclo combinado (8%), unido a una baja demanda, característica de un día festivo.
La cotización de los derechos de emisión durante el mes de noviembre ha experimentado una tendencia alcista. Los precios han aumentado de forma continua durante todo el mes respecto a los de finales de octubre (tocando techo en 29,30 €/ nCO2.
El mercado spot del Brent ha experimentado una abrupta subida prolongada durante el mes de noviembre. Cerrando el mes con un promedio de 47,59 $/bb, un 27,04% superior al valor observado en octubre.
El mes de Noviembre ha tenido una tendencia al alza en la evolución de la paridad €/$, cerrando el mes a 1,1928. 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, la última semana del mes una tendencia alcista, dando máximos de 14,572 €/MWh tras sufrir una caída que situó su precio mínimo en 12,613 €/MWh.
En lo que respecta a las reservas hidrológicas, noviembre ha finalizado con una energía hidroeléctrica calculada, máxima teórica disponible, de 10.452 GWh, que representa el 45,40 % de la capacidad total, el 112,60 % de la disponible hace un año. Su aportación a la generación de energía eléctrica aumenta un 31,53 % su participación con respecto al mes anterior. La producción hidráulica ha sido de 2.481 GWh que representa una disminución del 4,67 % respecto a noviembre del año anterior, subiendo a la cuarta posición en el mix.
La tecnología eólica baja a la segunda posición en el mix de generación en noviembre con 4.204 GWh. Esta tecnología ha supuesto un 21,29 % en el mix, disminuyendo un 25,65 % respecto a octubre.
Por su parte la tecnología nuclear sube a la primera posición en la aportación de la generación. La producción nuclear ha representado un 23,57 % de la generación total, lo que se traduce en 4.654 GWh.
El ciclo combinado se mantiene en tercera posición en el mix energético. Su aportación ha sido de un 16,39 % que representa 3.237 GWh. La cogeneración sube respecto a octubre con 2.404 GWh.
Por otra parte, la generación a partir de carbón ha aumentado su aportación al mix energético con un total de 341,5 GWh, un 39,20% mayor que en el mes anterior.
El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de noviembre ha aumentado respecto al mes anterior dando un total de 1.106 GWh. En la parte importadora se encuentran Portugal con 697 GWh, y Francia con 437 GWh. En la parte exportadora se encuentran Marruecos con 13 GWh y Andorra con 15 GWh.
La suma de componentes que forman el precio final ha aumentado ligeramente. Estos componentes suponen el 11,16 % del precio final del mercado Spot.
Noviembre reanuda la tendencia marcada de los últimos meses (con la excepción de octubre), aumentando, en general, el precio final con respecto al mes anterior. La subida de la cotización de emisiones de carbono, y la mayor participación del ciclo combinado en el mix energético debido a la menor producción de las renovables en general, explican la dinámica observada.
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
Bajada generalizada en el mercado a plazos de electricidad
Los productos de futuros han tomado una tendencia bajista en general para la electricidad, mientras que suben para divisas y algunas materias primas. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 46,05 €/MWh y los 41,93 €/MWh, mientras que en octubre oscilaron entre los 44,67 €/MWh y los 42,44 €/MWh.
Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión han experimentado una subida acabando el mes de noviembre a 28,96 €/tnCO2. Para 2020 y 2021 las cotizaciones no experimentarán grandes cambios.
Los futuros del Brent han aumentado este mes, cerrando en los 47,25 $/bbl. Esta tendencia parece que no continuará en el corto plazo, bajando levemente para mantenerse en el medio plazo. Los futuros para el cambio euro-dólar suben cerrando noviembre de 2020 en 1,20545 €/$ manteniendo esa tendencia en diciembre y 2021.
La cotización del carbón continua con su ligera tendencia alcista durante 2020 y 2021.
Durante noviembre, el producto que ha disminuido en mayor medida ha sido el FTB M jan-21, con una bajada del 3,96 %, marcando un valor de 44,06 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de noviembre (FTB M nov-20) cerró su cotización media a 42,38 €/MWh durante el mes de octubre, siendo 0,44 €/MWh superior al precio del mercado diario.
Corto Plazo:
La cotización media del producto del mes de diciembre de 2020 (FTB M dec-20) ha sido de 41,70 €/MWh, un 3,94 % inferior a la cotización del mes anterior.
El precio medio del producto mensual de enero (FTB M jan-21) disminuye su valor, situandose en un valor promedio de 44,06 €/MWh, un 3,96 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de octubre.
El producto futuro del mes de febrero de 2021 (FTB M feb-21) también ha disminuido de valor, situándose en 44,58 €/MWh, un 1,56 % inferior a la cotización promedio durante el mes anterior.
Medio Plazo:
El primer trimestre de 2021 (FTB Q1-21) cierra noviembre con un valor medio de 43,09 €/MWh disminuyendo su valor respecto a la cotización media durante el mes de octubre en un 2,48 %.
El segundo trimestre de 2021 (FTB Q2-21) cierra este mes con un valor medio de 39,48 €/MWh disminuyendo su valor respecto al mes anterior en un 0,83 %.
El tercer trimestre de 2021 (FTB Q3-21) cierra noviembre con un valor medio de 44,94 €/MWh disminuyendo su valor respecto al mes anterior en un 0,36 %.
Largo Plazo:
Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo han experimentado resultados dispares. El producto anual de 2023 (FTB YR-23) se sitúa en 42,51 €/MWh durante noviembre aumentando su cotización en un 2,06 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2022 (FTB YR-22) registra una subida del 0,11 % respecto a su cotización en octubre situándose en 43,96 €/MWh y el producto anual de 2021 (FTB YR-21), cierra el mes de noviembre con una cotización de 44,11 €/MWh, un 1,02 % inferior al mes anterior.
En este mes de noviembre hemos observado un comportamiento, en su mayor parte, bajista de las cotizaciones de los productos futuros de la electricidad, mientras que las divisas EUR/USD y algunas materias primas han experimentado subidas importantes.
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.
