Enero 2024

Análisis de mercado español

Spot y contratos a corto plazo:  

Según los datos registrados a principios de febrero, la demanda nacional de energía aumentó (en términos brutos) un 1,1% en enero respecto a enero del 23. Las fuentes de energía renovables aportaron el 52,1% del total de la energía producida en enero, frente al 54,3% generado en diciembre. En total se produjeron 12.202 GWh de energía, el 24,6% de generación eólica, el 22% de energía nuclear y el 17,4% de tecnología hidráulica. 

Durante enero, el mercado eléctrico español no se comportó tan volátil como los precios medios del mes anterior. El precio spot diario más alto registrado fue de 113,83 €/MWh, mientras que el más bajo fue de sólo 27 €/MWh. El precio medio de la electricidad aumentó de 70 €/MWh en diciembre a 75,22 €/MWh en enero. Este incremento del precio medio del 6,7% se explica por el ligero descenso de las tecnologías renovables y las temperaturas más frescas experimentadas algunos días de este mes, junto con una mayor demanda eléctrica. Sin embargo, el precio máximo medio alcanzado durante enero es de 77,66 €/MWh, lo que no difiere mucho del precio medio alcanzado, claramente por el impacto de las energías renovables en la disminución del precio máximo mensual. 

Figura 1. Fuente: Haya Energy Solutions

La observación general de los valores mensuales diarios se muestra en la Figura 1 (ver más abajo) de la vista anual. Así, comparando enero de 2023 y 2024, queda claro que hay menos volatilidad en los precios durante todo el mes y un precio medio de la electricidad más bajo. Además, el precio promedio está ligeramente por encima del de diciembre, pero sigue siendo inferior al de cualquier mes de 2023. En términos de rangos de precios, enero mostró un intervalo más corto en comparación con el rango de precios más amplio y volátil mejorado en octubre y noviembre, incluso enero23. 

El éxito de todas las medidas aplicadas a partir del procedimiento de los tres Reglamentos de emergencia del Consejo queda patente en la tendencia regular del precio medio experimentada en los últimos 10 meses. Esto está cubierto por el artículo 122 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, diseñado para emergencias. Si nos remontamos a 2023, las medidas de emergencia se adoptaron a raíz de la guerra de agresión de Rusia contra Ucrania para fortalecer la solidaridad entre los Estados miembros, acelerar el despliegue de energías renovables y proteger a los ciudadanos de la UE de precios de la energía excesivamente altos. 

Los esfuerzos conjuntos dieron sus frutos como resultado de la acción conjunta de los miembros de la UE: 

  • El precio del gas en la UE disminuyó significativamente hacia finales de 2022 y se mantuvo relativamente estable en 2023. 
  • Reducción de la dependencia de Rusia: la UE diversificó rápidamente sus importaciones de energía fuera de Rusia. Las importaciones de gas de la UE disminuyeron del 45-50 % en los años anteriores a la crisis al 15 %. 
  • Reducción de la demanda de energía: los países de la UE trabajaron juntos para reducir la demanda de energía. 
  • Seguridad del suministro: las instalaciones de almacenamiento de gas se llenaron al 95 % de su capacidad antes del invierno de 2022-2023 y a más del 99 % de su capacidad en octubre de 2023. 
  • Impulsar la generación de energías renovables. 

Tal y como afirmó el Vicepresidente Tercero y Ministro para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico de España, “Somos el segundo país de Europa en producción de energía eólica y el octavo en capacidad renovable a nivel mundial”. Asimismo, destacó que el año pasado también acabó con los precios más bajos del mercado eléctrico respecto al resto de países de nuestro entorno, excepto los nórdicos. Sin embargo, esto fue inducido por el tope al precio del gas utilizado para producir energía en la “Excepción Ibérica” de España que vencía el 31 de diciembre de 2023, a diferencia de los países del norte que tampoco implementaron este tipo de medidas. 

La demanda eléctrica total en España en enero fue de 22.185 GWh, superior ya a la demanda establecida durante diciembre y enero de 2023 (un 0,9 % inferior). Más seguridad en el precio de la electricidad que la gente quiere para aumentar la demanda respecto al año anterior. Una buena noticia es el efecto de las fuentes renovables en el precio de mercado en España, que normalmente inducen un valor más bajo si las condiciones climáticas se mantienen normales. El mix de generación eléctrica en diciembre estuvo dominado por la energía hidráulica (17,4%), la energía nuclear (22%) y la energía eólica (24,6%). Las fuentes de generación oscilaron durante este mes, disminuyendo la nuclear e hidráulica un 0,1% y un 0,17%, y la producción eólica y solar disminuyeron un 1,18% y un 0,2% respectivamente. Teniendo en cuenta que el 27 de diciembre el gobierno español anunció la extensión del período máximo para recibir todos los permisos por tres años e informó a las personas con altos ingresos en la industria energética sobre el requisito de pagar el impuesto sobre ganancias extraordinarias por un año más, 2024. 

En el mercado español del gas (MIBGAS) se ha producido un ligero descenso del precio medio desde 33,87 €/MWh en diciembre hasta 29,4 €/MWh en enero. El descenso nuevamente del precio más alto de diciembre fue de 40,93 €/MWh, frente al precio más alto de 34,6 €/MWh de enero. Pese a ello, el precio más bajo alcanzado fue de 26,55 €/MWh, algo inferior a los 30,68 €/MWh alcanzados en diciembre. Los precios futuros para los próximos meses de febrero y marzo rondan los 28,6 €/MWh y 28,7 €/MWh respectivamente. Este es el promedio mensual futuro para todo el mes de enero. 

En el análisis de mercado del mes pasado comentábamos la prórroga de la UE 2022/2577 por un año más hasta el 31 de diciembre. Así, la regulación temporal de los precios de la energía y la mejora de la seguridad del suministro de gas queda comprometida un año más. Esta parte corresponde a una mejor coordinación en materia de compra de gas, con precios fiables e intercambios transfronterizos de gas. Además, se mantiene hasta el 31 de enero de 2025 la UE 2022/2578, por la que se establece un sistema contra las subidas excesivas del precio del gas cuando el precio del gas en la UE no refleja los precios en el mercado global. Además, el reglamento 2022/2576 se establece en el marco de la Plataforma Energética de la UE, mientras que Prisma opera un mecanismo de agregación de demanda y compra conjunta conocido como Aggregate EU. El objetivo es contribuir a la seguridad del suministro con foco en Gas Natural Licuado. El objetivo es unir a compradores y vendedores, garantizando la igualdad de trato y evitando la manipulación del mercado. A principios de 2024, cuando los efectos de la crisis energética aún no han terminado, AggregateEU ​​introducirá un concepto diferente de licitaciones a medio plazo para abordar la creciente demanda de estabilidad y previsibilidad por parte de los compradores y vendedores de gas natural. En el marco de dichas licitaciones, los compradores podrán presentar su demanda por períodos estacionales de 6 meses (por un mínimo de 1.800.000 MWh para GNL y 30.000 para NBP por período), desde abril de 2024 hasta octubre de 2029. Esto tiene como objetivo apoyar a los vendedores en identificar compradores que podrían estar interesados ​​en una asociación comercial más larga, es decir, hasta cinco años. Las licitaciones a medio plazo no sólo aumentarán la seguridad del suministro, sino que también ayudarán a los actores industriales europeos a aumentar su competitividad. Después de 2024, la primera licitación intermedia se llevará a cabo el 15 de febrero de 2024. 

Al 31 de diciembre, los niveles de almacenamiento de gas en Europa estaban llenos hasta el 70,17%, disminuyendo desde el 86,51% de sus reservas de gas, una fuerte disminución en comparación con el 99,65% de la capacidad total a finales de noviembre. Las reservas europeas de gas se encontraban en un nivel elevado (por encima del 75%), lo que permitió que los precios del gas se mantuvieran bajos. El almacenamiento de gas español se encontraba a 31 de enero al 81,62% de su capacidad total. 

En cuanto a las emisiones de CO2, el contrato medio mensual EUA Spot disminuyó de 74,2 €/t en diciembre a 68 €/t en enero. Se sitúa así a finales de diciembre un precio inferior al esperado para enero de 2024, que se estima en torno a una media de 71,6 €/t. Para los próximos meses, febrero y marzo se espera que sean aún más bajos, con 65,65 €/t y 65,34 €/t. 

El precio medio mensual del crudo Brent cayó de 82,03 $/bbl en noviembre a 70,86 $/bbl en diciembre. Para este primer mes de 2024, los precios subieron hasta los 79,06 $/bbl. Esto se encuentra dentro del rango entre el precio spot más alto y bajo alcanzado en 2023, 93,1 $/bbl en septiembre y 71,8 $/bbl en julio. En cuanto al precio previsto para los próximos tres meses de 2024, el precio medio se mantiene constante en torno a los 77 $/bbl. Sin embargo, a finales de enero el precio medio estimado del crudo Brent sólo para marzo ya era superior a la media, 79,15 $/bbl. 

A este respecto, el Reino Unido y los EE.UU. lanzaron nuevos ataques el sábado 3 de febrero contra los militantes hutíes en Yemen, que atacan a los barcos comerciales en el Mar Rojo. Además, la guerra en Gaza podría afectar el suministro de crudo en caso de que se produjeran disturbios en el Estrecho de Ormuz. Por último, el dólar subió, alcanzando niveles elevados en los últimos tres meses respecto a otras monedas importantes, incidiendo en la suba del Brent. 

Contratos a medio y largo plazo: 

En cuanto al precio medio estimado para los próximos trimestres del año a finales de enero, los precios alcanzaron 58,78 €/MWh y 74,85 €/MWh para el Q2’24 y el Q3’24 respectivamente. En comparación con el precio especulado en el mercado a finales de diciembre, 75,8€/MWh y 67,75 €/MWh. Así, hay una gran diferencia respecto a la estimación para el 2T’24, casi un 12% mayor. Aún así, el tercer trimestre de 2024 fue inferior a lo esperado el mes anterior. Hay que tener en cuenta que el precio medio estimado para el 1T’24 en diciembre fue de 75,8 €/MWh. 

Los precios de contrato de Cal’24 disminuyeron constantemente, el precio medio de Cal’24 desde diciembre fue de 82,25 €/MWh. Dejando atrás 2023 y la estimación hacia Cal’24, los precios de Cal’25 disminuyeron y alcanzaron los 60,5 €/MWh desde los 70,94 €/MWh mostrados a finales de diciembre de 2023. Además, el precio de Cal’26 es de 59,38 €/MWh, bajando lo estipulado hasta el momento para Cal’25. 

En diciembre, el contrato de MIBGas del 2T’24 se negoció a 29 €/MWh, inferior a la estimación del mes anterior de 35,14 €/MWh. Asimismo, el 3T’24 y 4T’24 se cotizan a 29,5 €/MWh y 32,5 €/MWh, inferior a los 34,91 €/MWh y 38,33 €/MWh de cada mes respectivamente, del Conclusión de diciembre. El Cal’25 disminuyó ligeramente de 36,05 €/MWh a 32,05 €/MWh en enero y los precios del Cal’26 promediaron 28,76 €/MWh en enero. 

En enero’23, los contratos de CO2 de EUADec’24 disminuyeron de 74,23 €/t a 67,98 €/t. EUADec’25 también mostró una disminución con respecto al precio medio mensual anterior, hasta 69,72 €/t desde 76,86 €/t en diciembre. En cambio, EUADec’26 trazó un precio medio mensual de 72 €/t en enero’24. 

Las noticias sobre EUETS que entrarán en vigor el 1 de enero se refieren al límite de emisiones permitidas. El 31 de enero, la Unión Europea (UE) publicó una lista que asigna a las compañías navieras a autoridades administrativas específicas. Esta lista es importante ya que indica dónde deben registrarse las compañías navieras para crear una Cuenta de haberes de operador marítimo (MOHA). El MOHA es necesario para presentar derechos de emisión en virtud del Sistema de Comercio de Emisiones de la UE (ETS). 

Es importante señalar que el EU ETS (Emission Trading System) cubre actualmente las emisiones de CO2 (dióxido de carbono), mientras que las emisiones de CH4 (metano) y N2O (óxido nitroso) se incluirán a partir del año 2026. Esta regulación es aplicable a grandes buques que tengan más de 5000 toneladas brutas y entren en puertos de la Unión Europea. 

SP Baseload Power price (€/MWh)

SP Peak load Power price (€/MWh)

EUA price (€/t)

MIBGas price (€/MWh)

Coal Price ($/Tn)

Gas efficiency: 52%

Coal efficiency: 38%

Gas vs. Coal Price (€/MWh)

Gas efficiency: 52%

Coal efficiency: 38%

Clean Spark Spread – Baseload (€/MWh)

Clean Spark Spread – Peak load (€/MWh)

Clean Dark Spread – Baseload (€/MWh)

Clean Dark Spread – Peak load (€/MWh)

Suscribe to our Newsletter

Each month, one of our experts publishes an article describing his view on a specific topic of the constant changes taking place in the energy market, with special focus on the French market.

Suscripción a nuestra Newsletter

Cada mes, uno o varios de nuestros expertos publican un artículo en el que aportan su punto de vista sobre un tema concreto abordando los constantes cambios que se producen en el mercado de la energía, con un enfoque especial en los mercados español y francés.

Experiencia profesional

Céline, una persona joven y dinámica, tuvo una primera experiencia profesional en el sector turístico como Community Manager en Les Loups du Gévaudan, en Lozère (Francia). Se incorporó al equipo de HES en noviembre del 2021 para diversificar sus conocimientos: familiarizarse con el sector energético, especializarse en estrategias de marketing para optimizar la relación con los clientes de la empresa y, al mismo tiempo, desarrollar sus habilidades de coordinación y gestión de proyectos.

Educación

Céline obtuvo una licenciatura en Filología Española e Inglesa en La Sorbona (2018). También tiene un Máster II en Gestión de Proyectos y Turismo Cultural. Durante sus estudios estuvo en el extranjero en la Universidad de Londres (Inglaterra) y en la Universidad de Morón (Argentina).

Céline Haya Sauvage

Responsable de Marketing

DSC_0323

Asesoramiento en inversiones

«La descarbonización de los sectores de la energía y el transporte es sin duda el motor económico principal de la industria en la actualidad».

Experiencia profesional

Su carrera empezó en la ingeniería civil como Director de Proyectos en Francia, Martinica y Australia. Posteriormente, fue Director General de una filial en Venezuela. En 1992, creó Dalkia en Alemania (calefacción urbana, cogeneración y asociaciones) y representó a Véolia en Tailandia. En 2000, abrió las oficinas comerciales de Endesa en Francia para sacar provecho de la liberalización del mercado minorista. A partir de 2006, como responsable de Desarrollo de Endesa Francia, dirigió el plan de generación de Ciclos Combinados y desarrolló al mismo tiempo el porfolio eólico y fotovoltaico de SNET. Philippe Boulanger trabajó durante 3 años para E.ON coordinando las actividades de la empresa en Francia. Estuvo muy involucrado en el proyecto de renovación de la concesión hidroeléctrica francesa. Como Senior Vice President – Director de Proyecto en Solvay Energy Services (abril 2012 – febrero 2014) estuvo a cargo de los proyectos de desarrollo de H2/Power-to-Gas y de acceso directo al mercado europeo. Philippe es experto de HES desde 2014.

Educación

Philippe Boulanger estudió Ingeniería en l’Ecole Polytechnique y en l’Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (Francia). Tiene más de 25 años de experiencia en energía e infraestructuras. Además de inglés, Philippe Boulanger habla francés, alemán y español con fluidez.

Philippe Boulanger

Experto en Electricidad

HES-Philippe-Boulanger
«El mundo está cambiando. Los nuevos inversores prestan especial atención al sector energético mientras los actores históricos adaptan su posición al mercado.»

Experiencia profesional

Antonio empezó su carrera en el sector eléctrico en 1991 trabajando como miembro del equipo del Director General de Sevillana de Electricidad (España). En 1997, estaba a cargo de la regulación comercial en Endesa Distribución. En el 2000, se incorporó al departamento de M&As de Endesa en Europa. Fue nombrado Director General de Endesa Power Trading Ltd en 2003. Un año después, pasó a ser responsable de la gestión de la energía de la SNET, Francia, y fue nombrado Director General de esta empresa en 2008. En 2009, ocupó el cargo de Director de Desarrollo Corporativo de E.ON Francia. En 2011, fundó Haya Energy Solutions (HES), una consultoría que ayuda a las empresas a optimizar su cadena de valor: desde la definición de la estrategia hasta las operaciones del día a día, basándose en una gran experiencia y comprensión del sector energético. De 2015 a 2018, Antonio fue Presidente y Consejero delegado de 2 CCGTs francesas (2x410MW), propiedad de KKR. A finales de 2018, se unió a Asterion Industrial Partners, un fondo de inversión en infraestructura, en calidad de socio operativo.

Educación

Antonio se graduó en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Sevilla (España) y tiene un MBA en la Universidad de Deusto (España).

Antonio Haya

Presidente