ENERGÍA 62 de las renovables y los ciclos combinados. El encarecimiento a nivel mundial del carbón hasta alcanzar los 90$/ton, máximo en 5 años (impulsado por los desequilibrios entre oferta y demanda generados por China) también ha presionado al alza el precio en el mercado. Del mismo modo, como indicábamos antes, la producción de ciclos combinados en España se incrementó un 23% respecto a 2016, situándose en niveles no alcanzados desde 2012, coincidiendo además con una subida del precio del gas en los mercados euro- peos desde agosto de 2017. La aportación de la producción con cogeneración, si bien se ha mantenido en niveles similares a años anteriores, con solo un ligero incremento, ha sufrido el impacto del aumento del precio del gas al igual que los ciclos combinados (ver ilustración). En cuanto al mercado de futuros operado por OMIP (Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Portugués), que gestiona el mercado de derivados de MIBEL, se ha mantenido durante 2017 estable, en la banda entre los 42 € y 45 €/Mwh hasta el mes de agosto. A partir de entonces, sufre los efectos de: 1) la incerti- dumbre generada en los parques europeos ante la amenaza de una repetición de la gripe nuclear francesa 2) el contagio de la tenden- cia alcista de OMIE y 3) el aumento generalizado de la cotización de las materias primas más destacados para la generación de electrici- dad, como son el barril de petróleo Brent, el carbón y el gas que ha caracterizado al año 2017. Todo ello nos lleva a preguntarnos cuál es la previsión del mercado de la electricidad para 2018. Situación actual y previsión para 2018 del mercado electricidad El sector afronta el año 2018 con una incertidumbre patente pero con la sensación de que será un año con un precio en OMIE inferior al sufrido el pasado año. La aportación eólica y la posible recupe- ración hidráulica en función de la climatología durante el primer y segundo trimestre, son las principales incógnitas que marcarán la tendencia del año, ya que en los mercados de materias primas, pensando principalmente en las centrales térmicas y ciclos combi- nados, no se esperan grandes correcciones, al menos a corto plazo. Desde nales de diciembre y durante el mes de enero, el mercado OMIE recuperó cierta normalidad gracias a la alta aportación de la energía eólica, que ha contenido los precios reduciendo el hueco térmico, y con ello la dependencia de gas y carbón, junto a la nor- malización del parque nuclear francés. En cuanto a la capacidad hidráulica, se ha recuperado el nivel de los embal- ses desde el 26% al 42%, aunque aún se mantiene un 10% por debajo respecto al año pasado y un 20% por debajo de la media de los últimos 10 años. En este contexto sorprendió, y por ello es importante destacar, que la aportación de esta tecnología durante el mes de enero se situó en valores que podríamos considerar normales, en el entorno del 10%. En relación a la producción nuclear, indicar que las centrales españo- las se encuentran desde el inicio de año funcionando casi al 100%. Siendo más importante en este apartado y en el de las importaciones, mirar a nuestro vecino francés que ya ha reactivado, como indicába- mos anteriormente, su parque nuclear. Prueba de esta recuperación, la tenemos en nuestro saldo importador durante el mes de enero. Por el contrario, durante el mes de febrero, el mercado OMIE pre- senta una nueva tendencia alcista, convirtiéndose en el mes de febrero más caro de los últimos 5 años. Principalmente como con- secuencia del aumento del consumo, al incrementar la demanda en un 20% debido a la ola de frío. Indicar que aunque el precio ha sido muy alto, tanto la alta aportación eólica como el aumento de las importaciones han contenido los precios del mercado. Respecto al hueco térmico, los ciclos combinados han aumentado del 2% al 7% su presencia en el mix de generación en comparación con el mes de enero. Lo mismo ocurre en menor medida con la aportación del carbón, el cual ha experimentado un crecimiento inferior al 1%. En este marco existen diferentes opiniones sobre cuál será el comportamiento del mercado. Nuestra previsión para el mercado diario durante 2018 se sitúa en el escenario intermedio, en el entorno de los 48€/Mwh, aunque sin poder descartar escenarios más cercanos a los del pasado año. Mercado del gas natural 2017 La tendencia del gas en España ha estado marcada por el forta- lecimiento del euro y la evolución del acuerdo de reducción de la producción de petróleo alcanzado por la OPEP y países no OPEP. Hasta la creación de un mercado organizado de gas en la península Ibérica (MIBGAS), la opción que las empresas han tenido para nego- ciar con las comercializadoras han sido los contratos basados en fórmulas indexadas a diferentes referencias, como por ejemplo fuel, gasóleo, Brent y tipo de cambio euro-dólar. Aunque en los últimos años se ha impuesto el Brent como principal referencia. En lo que al Brent se re ere, podemos dividirlo entre las tenden- cias del primer y segundo semestre. Durante la primera parte del año se ha producido una bajista por la descon anza sobre el cumplimiento del acuerdo y una reducción de las reservas, menor de lo esperado. Mientras que en la segunda mitad del año, se ha producido un rally alcista que ha supuesto un incremento del 48% en el precio del barril de Brent. Debido entre otros motivos, a la consolidación y fortalecimiento del acuerdo de los países OPEP y no OPEP, la reducción de la oferta por diversas razones (como fenómenos meteorológicos y primeros signos de la falta de inver- sión), dando como resultado una disminución de las reservas no estratégicas en más de un 20%. Consolidando de este modo la tendencia hacia el reequilibrio entre oferta y demanda. En cuanto al tipo de cambio euro-dólar (€/$), el fortalecimiento de la economía europea, unido a los efectos de las políticas mone- tarias del BCE y de la FED, han puesto de mani esto la debilidad del dólar, frustrando previsiones de paridad que se manejaban a comienzos de 2017 (retroceso del 15%). Mix de generación 2017. Elaboración propia. Fuente REE