Landing Enero23 - Endesa Informes de Mercados

1.Titulares y tema del mes: el crecimiento de renovables en España

Europa da por superada la crisis energética para este invierno gracias a la baja demanda y a unas condiciones climatológicas benignas.
España y Portugal solicitan formalmente la extensión de la excepción ibérica hasta finales de 2024. La UE habla de un plazo máximo de diciembre de 2023.
La CE lanza la reforma del mercado eléctrico europeo. España ha presentado una propuesta.
Precios del gas en mínimos de gracias a unas temperaturas suaves en la primera mitad de enero.
Que se trasladan a los mercados mayoristas eléctricos con el mes de precio más bajo desde mediados de 2021 para todos los mercados.
España bate su récord de producción renovable entre eólica, solar e hidráulica: 57,6%
Portugal también en valores muy elevados de producción renovable: un 88%.
Alta renovable y bajos precios del gas, nos han permitido tener precios mayoristas muy bajos en España y Portugal: 71 €/MWh.
La demanda ha sido otro factor clave para el mantenimiento de estos precios. En España la electricidad ha sido un 3% más baja y la del gas un 29% por el efecto de los ciclos combinados (-53%).

España logra sumar 5.000 MW más de renovables durante el 2022

Desequilibrio entre la inversión en eólica y la inversión en solar fotovoltáica. Por cada MW de eólica que se instala, estamos poniendo en marcha 2.6 MW de solar en lugar de los 1.3 MW que establece el PNIEC.

España logra instalar 5 GW de renovables durante el año 2022. No sólo eso, sino que la actualización de datos de nuevos proyectos puestos en marcha durante 2021 pero que se han conocido durante el 2022, ha elevado la cifra de incorporación de renovables en 2021 desde los 3,9 GW a 5,1 GW. En 2 años, hemos sumado 10 MW.

España está avanzando con paso firme en su futuro de ser uno de los mercados más relevantes en instalación de energías renovables. A fecha de enero, la eólica se acerca ya a los 30.000 MW de potencia instalada, mientras que la solar fotovoltaica a los 20.000 MW de potencia instalada -comparar con el dato de potencia instantánea máxima en enero que ha sido de 39.100 MW-. Son cifras muy relevantes que han elevado la potencia nacional hasta los 118.500 MW.

Sin embargo, empezamos a ver algunos desequilibrios importantes en este camino de la transición energética. El Plan que guía este camino es el conocido PNIEC (Plan Nacional Integral de Energía y Clima) que establece unos objetivos para el 2030 con meta volante en el 2025. El plan nos dejaba un desarrollo bastante equilibrado entre la potencia solar fotovoltaica y la eólica. Por cada MW de eólica nueva, el plan establece que deberían de instalarse 1.3 MW de solar fotovoltaica. Sin embargo, en los últimos 3 años, de cada MW de eólica que se instala, estamos poniendo en marcha 2.6 MW de solar. Este desequilibrio puede traer problemas a futuro al requerir más potencia de respaldo de la inicialmente planificada, ya que la solar tiene una operativa muy definida de producción, como ya sabemos. Las baterías y el almacenamiento también podrán jugar un papel más importante en el futuro.

Por cierto, que antes del 30 de junio de este año, todos los Estados Miembros deben presentar a la Comisión Europea un proyecto de actualización de estos planes. Veremos a ver si hay cambios importantes introduce el PNIEC actualizado y en qué sentido se producen.

2.Evolución de los Fundamentales que afectan al mercado eléctrico

Cuando hablamos del mercado eléctrico en España tenemos que analizar no sólo el precio de la electricidad sino de aquellos fundamentales que tienen influencia en las tecnologías que forman el mix de generación. Habitualmente seguimos el precio de los combustibles como el carbón y el gas; y también de otros índices que influyen en éstos, como el petróleo, los derechos de emisiones de CO2 y el tipo de cambio Euro/dólar.

El petróleo pendiente de la recuperación de la demanda en China

Evolución del Brent en ($/bbl)

Las perspectivas económicas parecen dirigir los precios del Brent en este 2023, que comenzó con una importante caída principalmente por las dudas del gigante chino respecto a la evolución de la COVID. Sin embargo, tras los anuncios de apertura y recuperación de la movilidad ante las fiestas de fin de año chino, el mercado reaccionó con subidas, a la par que mejoraban las perspectivas de demanda. De nuevo, los efectos de la inflación y las posibles subidas de tipos por parte de los bancos centrales, han condicionado las previsiones de crecimiento y por lo tanto la demanda de Brent. Así que el final del mes ha sido a la baja.

El precio de cierre se ha situado en 84.5 $/bbl, un valor muy similar al cierre de diciembre; aunque en promedio, enero ha sido unos 3 $/bbl más caro que diciembre.

Más información, en Ver+.

El carbón también ha seguido la tendencia del resto de mercados con bajadas importantes durante el mes de enero.

El tipo de cambio sigue favoreciendo al euro tras los anuncios de los bancos centrales de subir tipos de interés.

Evolución del futuro del CO2

Ya es conocido que, durante el inicio del año, el mercado del CO2 no cuenta con las subastas de emisiones primarias que se celebran de forma habitual casi todos los días de la semana y que este año empezaron el día 9. Las suaves temperaturas de principios de año provocaron bajadas que mantuvieron el precio por debajo de los 80 €/t. El anuncio de la llegada del frío para la segunda mitad del mes provocó un aumento hasta valores cercanos a los 90 €/t e incluso factores técnicos y regulatorios impulsaron los precios los últimos días del mes que terminaron en 93 €/t. El nivel más alto desde agosto.

La UE lanzó una propuesta de posponer la fecha en la que se entregan los derechos gratuitos cada año, así como la fecha en la que las empresas afectadas tienen que redimir los derechos emitidos del año anterior. Parece que esta medida se retrasa a 2024, por lo que el mercado lo digirió con subidas.

Junto a estas medidas, la UE va a debatir y aprobar próximamente iniciativas de calado que podrán afectar a los precios del CO2. Entre ellas está adaptar las emisiones anuales de cada país al nuevo objetivo del 2030 de 55% de reducción de emisiones. Al mercado de derechos de emisiones, le toca reducir un 62% con respecto a las emisiones de 1990. Y esto será de aplicación para el 2023, es decir, con dos años de retraso y con un objetivo muy exigente para el final de la década. También toca avanzar en la financiación del programa REPowerEU (de reducción de la dependencia de gas de Rusia) con un fondo que se va a generar con la venta de derechos de emisión.

Este primer trimestre tendrá una alta actividad regulatoria relacionada con el mercado del CO2

3.El mercado eléctrico en España y Portugal

¿Quién nos iba a decir que enero tendría un precio de 71 €/MWh?

Buenas noticias para los consumidores con energía abierta durante el mes de enero, ya que hemos tenido unas condiciones muy favorables que han permitido a la mayor parte de los mercados eléctricos europeos marcar mínimos mensuales de más de año y medio. España y Portugal también han sido protagonistas por un precio que no veíamos desde el mes de mayo del año 2021. Además, nuestro precio de enero ha sido alrededor de un 50% más bajo que el promedio de los grandes mercados de Europa.

Estos han sido los precios medios de enero y su variación respecto al mes anterior:

El comportamiento del coste de la excepción ibérica también ha sido excepcional, ya que el precio ha sido de 1,34 €/MWh. Recordemos que en agosto, este coste que no se puede fijar, llegó a alcanzar los 154 €/MWh. Los bajos precios de referencia del gas y una utilización muy baja de los ciclos combinados están detrás de estas cifras tan bajas. Es importante reseñar que las previsiones más recientes indican que este coste va a ser próximo a cero hasta su finalización en mayo de este año, si se mantienen las condiciones actuales.

España y Portugal solicitan la extensión de la excepción ibérica

Aprovechamos para comentar una de las noticias más comentadas de este mes, como ha sido la petición oficial del Gobierno Español y Portugués a la Comisión Europea para extender el mecanismo hasta finales de 2024 con un precio máximo de referencia del gas en 40 €/MWh. La vicepresidenta de la Comisión, y responsable del área de competencia la Sra. Vestager sólo ha comentado que estás evaluándolo, pero que de extenderse sería hasta diciembre de este año. De niveles de precio, no ha habido referencias. Recordemos que en enero el tope al gas subió de los 40 €/MWh a los que ha estado desde que entró en vigor en junio, a 45 €/MWh. Otros 5 €/MWh subirá el 1 de febrero y así sucesivamente hasta los 65 €/MWh en los que terminará en el mes de mayo.

Veamos el precio medio de los distintos mercados para el mes de diciembre y la evolución del precio medio mensual en España en los 3 últimos años:

Destacamos a continuación varias noticias relativas a este mercado durante el mes de enero:

En primer lugar, España ha establecido un récord de generación renovable este mes de enero al representar un 57,6% de la generación total, con 13,74 TWh de producción. Si contamos también a la nuclear como generación libre de emisiones, la cifra se dispara al 80% con horas que han alcanzado el 91%.

Así, enero ha contado con 25 días consecutivos en los que se ha registrado más energía renovable que no renovable, siendo el día 27 el de mayor producción verde (587 GWh, el 64,9% del total) y también el de mayor cantidad de electricidad libre de emisiones, con 757 GWh generados (el 84,7% del total). Sólo la eólica tuvo un gran protagonismo con días donde alcanzó hasta el 53% de la cuota del mix como el 8 de enero. El viento ha sido la principal fuente de energía en más de la mitad de los días del mes.

El comportamiento de la energía hidráulica también ha sido clave. Por un lado, su producción ha sido un 94% superior al mismo mes del año pasado con más de 4 TWh. Y con un aumento muy importante de las reservas que han aumentado casi 9 puntos porcentuales, hasta un 53.7% de capacidad. En datos energéticos el aumento es de 2 TWh más en las reservas hasta los 12,4 TWh. Estamos un 19% por encima de la media de los últimos 5 años.

Tecnologías de generación

La eólica lidera por tercer mes consecutivo la generación del mix mensual. Ha sido el tercer mes más eólico de la serie histórica después de noviembre de 2019 y diciembre de 2020.
La nuclear, realizó algunas bajadas de carga ante la masiva producción de renovables como el domingo 8 que llegó a bajar 2.000 MW. Ha sido la segunda.
Como ya comentamos buenos datos de la hidráulica que repite 3ª tecnología más empleada en el mix de casación subiendo un 40% respecto a diciembre, mismo valor respecto al dato estacional: 5.500 MW.
Mes muy débil para la cogeneración y los ciclos combinados. La cogeneración repite datos de diciembre con un descenso frente a los valores estacionales del 46%. La buena generación renovable expulsa a los ciclos combinados del mix de casación que promedian 700 MW en el mes, un 75% respecto a diciembre.

Evolución del mix de tecnologías que han participado en la formación del precio del mercado diario en GWh/mes (Fuente OMIE).

Demanda eléctrica en España

La demanda de energía eléctrica en España se situó en los 22.052 gigavatios hora (GWh) durante el mes de enero, un 3% menos que la registrada en el mismo mes del año anterior, según Red Eléctrica. Si se tienen en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas, la demanda disminuye un 4,1%.

A pesar de la debilidad de este dato ha mejorado con respecto a los bajadas de noviembre y diciembre del año pasado.

Evolución de la demanda nacional bruta y corregida por laboralidad y temperatura desde 2021 (Fuente REE)

España bate su récord de producción renovable

España ha establecido un récord de generación renovable este mes de enero al representar un 57,6% de la generación total, con 13,74 TWh de producción. Si contamos también a la nuclear como generación libre de emisiones, la cifra se dispara al 80% con horas que han alcanzado el 91%.

Así, enero ha contado con 25 días consecutivos en los que se ha registrado más energía renovable que no renovable, siendo el día 27 el de mayor producción verde (587 GWh, el 64,9% del total) y también el de mayor cantidad de electricidad libre de emisiones, con 757 GWh generados (el 84,7% del total). Sólo la eólica tuvo un gran protagonismo con días donde alcanzó hasta el 53% de la cuota del mix como el 8 de enero. El viento ha sido la principal fuente de energía en más de la mitad de los días del mes.

El comportamiento de la energía hidráulica también ha sido clave. Por un lado, su producción ha sido un 94% superior al mismo mes del año pasado con más de 4 TWh. Y con un aumento muy importante de las reservas que han aumentado casi 9 puntos porcentuales, hasta un 53.7% de capacidad. En datos energéticos el aumento es de 2 TWh más en las reservas hasta los 12,4 TWh. Estamos un 19% por encima de la media de los últimos 5 años.

4.El mercado a plazo: Iberia y Europa

Enero mantiene las caídas en los futuros de la electricidad para todos los mercados europeos

El 2023 le ha sentado muy bien a los mercados a plazo ibéricos, al menos en cuanto a la bajada de precios que hemos tenido para el 2023 y el 2024. Si en diciembre terminábamos el año con niveles que rondaban los 190-195 €/MWh para la segunda mitad de este año, y de 145 para el 2024, tras este primer mes, los precios han caído casi 50 €/MWh para el Q3 y Q4, y algo más de 25 €/MWh para el 2024.

Los nuevos niveles dibujan valores para el 2023 que podrían estar entre los 130 y 140 €/MWh incluyendo el recargo de la excepción ibérica. Este coste, que el pasado verano se disparó por la alta utilización de los ciclos combinados por el calor y por las exportaciones a Francia, así como por el escandaloso precio del gas que alcanzamos tras asimilar que Rusia iba a dejar de exportar su gas a Europa; está ahora en valores hundidos. Principalmente porque el precio del gas está en niveles más cercanos a los del tope actual (45 €/MWh en enero), a una menor utilización de la térmica y a una mayor cantidad de energía que financia este mecanismo.

Si recordamos del informe del mes pasado, el precio final del 2022 en el mercado diario había sido de 168 €/MWh, pero que al contabilizar el recargo al final el precio se situaba en 209 €/MWh. Por lo que de confirmarse un precio para 2023 en el rango comentado representaría una bajada del 35%. Y para el 2024 los futuros apuntan a valores de 120 €/MWh, por lo que respecto al año anterior representaría otro descenso del 12%.

Las bajadas han estado marcadas por la debilidad del gas gracias a unas temperaturas suaves en la primera mitad de mes y a unos consumos que están siendo reducidos, más en el gas que en la electricidad.

En los mercados europeos, también hemos asistido a descensos en valores similares a los ibéricos. Es decir, bajadas superiores al 20% para el 2023, y algo por debajo del 20% para el 2024 según el mercado.

La gran diferencia la encontramos en el largo plazo donde se han extendido las bajadas para Francia y Alemania. Por ejemplo, el 2025 alemán cayó un 16% hasta los 138 €/MWh (España en 90 €/MWh). O el 2026 que retrocedía un 9% hasta los 120 €/MWh (España y Portugal en 66 €/MWh).

En Francia, la mejoría de la producción nuclear que, si bien sigue por debajo de los rangos históricos, ha llevado a alcanzar producciones de 45.000 MW ayudando a reducir esa tensión tanto de precios a corto plazo, como a largo plazo.

Los futuros ibéricos, muy planos en el largo plazo

5.Los mercados de gas

Los precios del gas ya están por debajo de la primera crisis de precio de octubre de 2021

Lo mejor que le podía pasar a Europa en este inicio de año, le ha pasado. Especialmente con las temperaturas. La primera quincena ha sido de temperaturas muy suaves. Tanto que la demanda de gas ha estado deprimida en buena parte de los países europeos. Por ejemplo, en Alemania el consumo de la primera semana del año fue un 35% menor que la media de los anteriores 4 años. Y en la segunda semana todavía cayó más hasta un 37%.

La demanda de GNL por parte de otras regiones del mundo no ha sido especialmente intensa. Japón, China y Corea del Sur, que históricamente importaban el 70% del GNL, han tenido un enero bastante benigno en temperaturas (con alguna ola de frío), pero con los deberes hecho. Corea y China están empleando mucho carbón para suplir al gas en la producción eléctrica. Japón sigue con su plan de poner en marcha centrales nucleares paradas tras Fukushima y tiene reservas de gas.

Así pues, una oferta sólida y demanda débil han deprimido los precios del gas europeo a la baja especialmente los primeros 16 días. Si a principios de mes los niveles de futuros para el resto del 2023 estaban entre los 70 y 80 €/MWh, enero ha terminado con precios entre los 55 y 65 €/MWh. Y además se han empezado a separar los precios del invierno respecto a los del verano.

La segunda mitad del mes ha estado marcada por temperaturas más frías, que en este caso no han venido acompañadas de subidas desaforadas de los mercados. Apenas alguna sesión alcista que no mantenía los niveles más allá de dos sesiones, un síntoma de debilidad.

Las reservas de gas han finalizado enero con 807 TWh almacenados. Un 72 %. Es algo menos del DOBLE que el año pasado. Y un 38% más que la media de los anteriores 5 años. Los almacenamientos están a niveles que no podríamos imaginar hace escasamente 3 meses, y eso se está dejando notar en el precio. Las caídas se han extendido hasta el 2025.

Europa ha salvado una crisis energética para este invierno gracias a muchos factores, pero en especial, las temperaturas.

Enero nos deja muchas noticias respecto al gas. Destacamos que Alemania ha puesto en marcha la tercera planta de regasificación flotante a través de un barco, la conocidas como FRSU. Por otro lado, parece que la planta de exportación de EEUU de Freeport, por fin está en fase de puesta en marcha y veremos buques metaneros para finales de febrero o incluso marzo cargando el preciado gas en forma de líquido.

El regulador de mercados de la UE ha empezado a publicar precios de referencia del GNL en Europa. Aunque al principio le costó cumplir las condiciones ya que las primeras 4 sesiones no se dieron las condiciones y quedó sin referencias.

España y Francia aprovecharon una cumbre bilateral para impulsar el H2MED, el gasoducto de hidrógeno que se pretende construir para 2030. Posteriormente, se ha añadido Alemania al interés de seguir desarrollando este gasoducto para que llegue a su frontera. En los últimos años diciembre nos ha deparados distintas situaciones dentro del mismo mes. Y este diciembre de 2022 así ha sido.

España y Francia aprovecharon una cumbre bilateral para impulsar el H2MED, el gasoducto de hidrógeno que se pretende construir para 2030. Posteriormente, se ha añadido Alemania al interés de seguir desarrollando este gasoducto para que llegue a su frontera.

Destacamos que a partir del día 15 entra en vigor el tope al gas que ha aprobado la UE. Recordemos que este tope será activado para el contrato financiero del TTF para el mes siguiente, si se cumplen durante 3 días estas dos premisas:

-El TTF del mes siguiente supere los 180 €/MW.

-Y que el precio diferencial con la referencia de GNL sea mayor de 35 €/MWh.

Al activarse se prohibiría operar, al menos durante 20 días, por encima del límite dinámico establecido por el precio de referencia del GNL más 35 € de prima, con un nivel mínimo de 180 €/MWh.

En la situación actual, estamos lejos de estos valores, pero Europa ya tendrá un mecanismo para limitar las amplias volatilidades ante subidas estratosféricas de precios.

El 15 de Febrero entra en vigor el mecanismo de corrección de precios del gas: el tope al gas Europeo

72% de gas almacenado a 31 de enero: 807 TWh. Casi el DOBLE que el año pasado

Evolución de estos valores de futuros

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