AleaSoft: Primer semestre de 2021: período de precios altos en el mercado MIBEL de España

Precios de la electricidad
En el mercado MIBEL de España la primera mitad de 2021 se caracterizó por precios extremos tanto altos como bajos. Al inicio del año, durante el mes de enero, hubo una gran cobertura mediática de la escalada de los precios de la electricidad. El 8 de enero se alcanzó un precio diario de 94,99 €/MWh que, a esa fecha, fue el precio diario del mercado más alto de los últimos 19 años.

Si bien en la primera quincena de enero se presentó ese escenario de precios tan altos, luego cayeron a finales de enero, marcando el precio más bajo de este período el día 31 de enero, al registrar 1,42 €/MWh ese día. Durante febrero los precios bajaron y ocurrió algo inusual en los mercados europeos, y es que el mercado MIBEL de España tuvo un precio promedio mensual de 28,49 €/MWh y fue en ese mes el mercado con menor precio de Europa, incluso por debajo del mercado Nord Pool de los países nórdicos.

En los siguientes meses los precios comenzaron un ritmo alcista, fundamentalmente impulsados por los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2. Este comportamiento se mantuvo durante todo el resto del período, hasta marcar en el mes de junio lo que fue en ese momento el precio promedio mensual más alto de la historia, de 83,30 €/MWh.

En general, el primer semestre de 2021 fue un período de precios altos, tuvo un precio promedio de 58,58 €/MWh, lo que representa un incremento del 51% respecto al precio del semestre anterior y del 102% respecto al del mismo semestre de 2020.

Demanda de electricidad
La demanda de electricidad en España alcanzó máximos diarios en el mes de enero que no se registraban desde 2017, asociados en gran parte a la borrasca Filomena. Precisamente esta fue una de las causas de los altos precios ya mencionados por estas fechas. Después, a partir de febrero con temperaturas menos frías en el invierno que terminaba, la demanda se redujo y se mantuvo estable durante el resto del primer semestre.

A partir del mes de marzo la demanda se situó en valores habituales para la época del año correspondiente, con cifras similares a 2019, lo que evidencia una progresiva recuperación de los efectos de la pandemia.

El total de la demanda de la primera mitad de 2021 fue aproximadamente de 121 TWh. Este valor está un 1,6% por debajo del semestre anterior, pero representa un crecimiento del 5,7% respecto a la primera mitad de 2020.

Producción por tecnologías
Tal como se ha comentado en noticias anteriores, la producción con energías renovables se ha hecho cada vez más relevante en España. La tecnología con mayor crecimiento en su capacidad instalada en el territorio español durante la primera mitad de 2021 fue la solar fotovoltaica. Cuya participación en el balance eléctrico peninsular se puede ver progresar prácticamente mes a mes. Aunque evidentemente, estos datos están favorecidos por el hecho de que el gráfico muestra la primera mitad del año y por lo tanto los valores van de invierno a verano, con el consiguiente aumento de los períodos de luz diaria.

En el balance mensual de producciones por tecnologías se observa cómo en febrero la producción con ciclos combinados de gas, que es la tecnología de respaldo cuando para cubrir la demanda cuando no es suficiente con las renovables y la nuclear, gracias a un descenso de la demanda y a una abundante producción renovable, fundamentalmente eólica, de ahí los precios bajos que se registraron en ese mes. Sin embargo, en los siguientes meses se aprecia cómo aumentó la producción con ciclos combinados, lo cual hizo a los precios más dependientes del mercado de combustibles y de derechos de emisiones de CO2, causando así los altos precios que se registraron.

Sin embargo, analizando la primera mitad de 2021 como un todo, el panorama de las renovables es alentador. La energía eólica por sí sola representó una cuarta parte del total de la generación, mientras que el conjunto de las renovables ocupó más del 50% de toda la energía producida.

Respecto al semestre anterior, las tecnologías que más variaron fueron los ciclos combinados de gas, cuya producción se redujo en un 46% y por contraparte, la energía hidroeléctrica, que aumentó en un 47%. Si este mismo análisis se realiza de forma interanual, o sea, respecto al primer semestre de 2020, las tecnologías con mayores cambios fueron la producción con carbón, que disminuyó en un 35% y en el lado contrario, la producción fotovoltaica, que aumentó un 36%.

La producción con carbón fue residual, con apenas un 1,6% y la energía solar casi alcanzó el 10% de la generación total. La principal tecnología térmica en España continúa siendo la de ciclos combinados de gas, que generaron en la primera mitad del año aproximadamente un 11% de la electricidad. En general, se puede afirmar que la generación de electricidad en España está en el camino correcto de cara a los objetivos europeos de descarbonización de la economía.

Es de esperar que durante el resto del año, la participación de la energía solar fotovoltaica en el mix de generación se incremente, pues se ha continuado instalando nueva capacidad durante el período, y al cierre de la primera mitad del año, ya se superaban los 12 GW de potencia solar fotovoltaica instalada en el sistema eléctrico español. En AleaSoft se considera que la fotovoltaica y la eólica serán las tecnologías claves de la transición energética en España.

Futuros de electricidad
El comportamiento de los futuros de electricidad para el próximo año calendario 2022 fue predominantemente alcista. Tanto en el mercado EEX como en el mercado OMIP de España, los precios de este producto aumentaron alrededor de 25 €/MWh durante los primeros seis meses de 2021. En la última sesión del período, el 30 de junio, los precios de cierre en estos mercados fueron de 72,55 €/MWh y 73,07 €/MWh respectivamente. Estos valores representan un incremento de aproximadamente el 54% de los precios de este producto al inicio del año.

Interconexiones internacionales
Durante el primer semestre de 2021 las interconexiones con Francia y Portugal han tenido un comportamiento prácticamente opuesto. En concordancia con el fenómeno de los precios de febrero, donde el mercado MIBEL fue el de precios más bajos de Europa, se observa que durante ese mes España fue exportadora neta de electricidad hacia Francia, que en ese momento tenía precios más altos en su mercado.

Sin embargo, en general, España es exportadora neta de electricidad hacia Portugal, e importadora neta de electricidad desde Francia. Y en el conjunto de ambas interconexiones, el saldo total es de importación, pues es mucha más energía la que se importa de Francia que la que se exporta a Portugal.

Análisis de AleaSoft sobre las perspectivas del mercado Español
El mercado español experimentó durante los primeros seis meses de 2021 situaciones extremas que lo sacaron de su punto de equilibrio. En este contexto, en AleaSoft se está haciendo una promoción especial de los reportes de previsiones de precios de largo plazo de los mercados eléctricos europeos, incluido por supuesto el mercado español. Estas previsiones se realizan usando una metodología con base científica avalada por los más de 20 años que lleva AleaSoft trabajando para las principales empresas del sector de la energía.

El próximo 7 de octubre se realizará un webinar para analizar el estado de los mercados de energía a la salida de la crisis económica un año después, para el cual ya están abiertas las inscripciones. En esta ocasión el webinar contará con ponentes de Deloitte, además de los habituales de AleaSoft. Uno de los temas de interés a tratar serán las perspectivas de la financiación de proyectos de energías renovables y la importancia de las previsiones en las auditorías y la valoración de carteras.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/primer-semestre-2021-periodo-precios-altos-mercado-mibel-espanna/