El gas dispara los futuros eléctricos del primer trimestre de 2022 por encima de 215 €/MWh

El precio diario del mercado mayorista (POOL) se sitúa en 156,14 €/MWh. Un mes más, se trata del precio más alto desde que hay registros. Es un 47,5% más elevado que el de agosto y está un extraordinario 272% por encima del que marcaba hace un año. Además, es un 214% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de septiembre.

Europa atraviesa una emergencia energética

La gran escalada de los precios energéticos que vive Europa este año ha rebasado toda previsión y no existe paralelismo histórico. El actual nivel está llevando a que la industria de consumo más intensivo se vea abocada al cierre de producción. Ya se están produciendo parones voluntarios en plantas de fertilizantes o recortes en el sector del acero.

Los analistas de Grupo ASE alertan de que, si la salida de esta crisis energética no proviene de la reacción de la oferta, el ajuste puede venir por la destrucción de la demanda y tener un alto coste económico a largo plazo. Las empresas que conforman el tejido productivo ya estaban debilitadas tras superar la reciente emergencia sanitaria y, aunque el Gobierno ha reducido en un 50% el coste eléctrico de distribución (término de peaje + potencia) hasta el 31 de diciembre, esa ayuda será insuficiente para que soportar el impacto de la subida si se prolonga. 

En el sector energético, las pequeñas comercializadoras de electricidad y gas se están descapitalizando y muchas no podrán aguantar esta situación debido a que las coberturas son insuficientes para hacer frente a la escalada del precio. La situación de las grandes es distinta, aunque están cancelando contratos en vigor con sus clientes. Son empresas verticalmente integradas, con cobertura natural de generación sobre el riesgo de subida del POOL. Cabe mencionar que el año pasado, cuando el POOL estuvo en mínimos históricos, las comercializadoras no adoptaron la misma política de cancelación de sus contratos con coberturas muy superiores.

¿Hasta cuándo durará esta situación?

El rally alcista de los precios energéticos tiene su origen principalmente en el gas. En el corto plazo, una climatología ventosa y un invierno suave podrían aliviar la situación. Pero, según señalan los analistas de Grupo ASE, el problema de raíz continuaría ahí: la política de descarbonización implicará un déficit energético transitorio durante toda la década.

Se respira preocupación por la escasez de oferta ante la creciente demanda de gas por la descarbonización. China y Europa están endureciendo las restricciones a la generación con carbón. De hecho, China ha prohibido las importaciones de carbón de su principal proveedor, Australia. La demanda de gas crece muy rápidamente porque ofrece una solución a corto plazo: emite menos CO2 que el carbón y resuelve los problemas que provoca la intermitencia de las renovables. 

Sin embargo, los productores de gas no están siendo capaces de aumentar la oferta para atender este crecimiento. Ni siquiera, como sería natural, estimulados por su alto precio. El mercado del gas es muy complejo desde el punto de vista logístico y de producción. En el lado de la oferta, hay factores que impiden una caída sostenida de los precios:

• La baja cotización del gas y del petróleo en 2019 y 2020 desincentivó la inversión en nuevos proyectos. Hasta 2025 no podremos ver una nueva “ola” de gas natural licuado porque la puesta en marcha un nuevo suministro requiere entre 3 y 5 años.
• Las grandes compañías abandonan un sector demonizado. La descarbonización implica un alto riesgo para la inversión en nuevas plantas y mantenimiento.
• Las averías y operaciones de mantenimiento en las plantas de gas, como las que se han producido este verano en Noruega, Rusia o Australia, junto a la época de huracanes, suponen importantes interrupciones en el suministro, en un mercado con una oferta ya de por sí muy estrecha.
• Si la negativa de Rusia a aumentar la oferta de gas a pesar de su precio se debiera a un problema de capacidad, la puesta en marcha del Nordstream 2 no tendría el efecto esperado.

Sin embargo, por el lado de la demanda podría haber un ajuste a corto plazo. Además de una reducción de la demanda de gas para la industria, la de calefacción también podría descender porque China y Japón, los dos mayores importadores del mundo de GNL, han estado aprovisionándose a fuerte ritmo para prepararse por si el próximo invierno fuera tan duro como el del año pasado. Por tanto, la capacidad adicional que les proporciona ese gas almacenado podría reducir su demanda un 8% durante el invierno, lo que liberaría volumen de gas natural licuado (GNL) hacia Europa. 

Por otra parte, un invierno más templado, como lo fue el de 2018 o 2019, disminuiría aún más la presión sobre el mercado de gas.  Las cotizaciones del gas para el invierno rondan los 90 €/MWh, muy lejos de los 12-14 €/MWh del año pasado. 

En Europa el nivel de almacenamiento está más bajo que otros años en esta época, pero no hay riesgo de desabastecimiento porque las reservas superan el 72% de su capacidad. La volatilidad intra-día del 15% podría deberse al “contagio” del pánico asiático. De hecho, si el próximo invierno fuera suave, podríamos ver una fuerte corrección hasta los 25-30 €/MWh.

¿Por qué el precio de la electricidad es tan alto en España? 

Nuestro mercado eléctrico se sitúa en la parte alta de la tabla de los precios eléctricos de la Unión Europea. Ello, a pesar, según indican los analistas de Grupo ASE, de que nuestra situación se podría calificar de privilegiada, respecto a otros países de nuestro entorno. 

 

Disponemos de un parque de generación muy diversificado, que hemos desarrollado obligados por nuestro histórico aislamiento de interconexión eléctrica con el resto de Europa. Esa escasa interconexión nos hace menos vulnerables a las tensiones de déficit energético que pueden darse en Europa por el cierre de las plantas de carbón. En España sólo un 14,5% del mix depende del gas y el carbón. En Alemania o Italia es el 40-50%.

Un 75% de nuestra generación está libre de emisiones. Por tanto, menos impacto de los altos precios del CO2. Además, nuestro parque renovable ya supone más del 55% de la potencia instalada y sigue creciendo.
 
Tenemos una elevada capacidad de almacenamiento de gas y contamos con la conexión por gaseoducto con Argelia, que garantiza una parte importante de nuestras necesidades a un precio estable y competitivo y reduce nuestra dependencia del gas natural licuado. 

Además, contamos con una Red Eléctrica Inteligente. Somos uno de los países pioneros en el despliegue de contadores inteligentes. Por tanto, algo no funciona bien en nuestro mercado eléctrico. La competitividad de nuestras empresas está en juego y, según los analistas de Grupo ASE, debemos asegurarnos de que el mercado eléctrico es eficiente y transparente. Y, de una vez, reclaman, realizar una política energética industrial. 

Desciende la generación, especialmente la renovable

Este mes la generación de electricidad en España se ha reducido un 4,7% en relación con septiembre del año pasado. El descenso ha sido desigual: la producción renovable ha disminuido un 8,9%, mientras que la no renovable solo ha descendido un 2%. 

 

La energía nuclear ha liderado el mix energético con el 25% del total. Le siguen los ciclos combinados de gas, con el 22%, su aportación más elevada de los últimos doce meses. Por su parte, la fotovoltaica ha crecido un 31% y supone el 10% del mix.

La generación eólica cae un 22,2%

Entre las tecnologías que más aportan al mix, la que más recorta su producción ha sido la eólica, con un descenso del 22,2%. Su aportación es decisiva para restar presencia al gas y evitar que los precios se vean impulsados por los altos precios de oferta de los ciclos combinados, afectados por el encarecimiento del gas y del CO2.

En septiembre la producción horaria a través de la tecnología eólica ha estado un 47,3% por debajo de la media anual.

Su producción en las horas centrales se ha llegado a reducir en 2.000 MWh respecto al resto del día, mientras que el resto del año se mantiene. No hay una respuesta climática a este fenómeno y, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, si la producción eólica hubiera tenido un comportamiento similar al del resto del año, los ciclos combinados de gas posiblemente no hubieran sido necesarios en las horas centrales en al menos un tercio de los días de septiembre.

De hecho, señalan los analistas de Grupo ASE, el único día en que la producción eólica se mantuvo constante fue el 13 de septiembre, coincidiendo con una reducción de la producción fotovoltaica peninsular del 50%.

Cuando llegue el invierno, la producción eólica debería duplicarse respecto a los niveles de septiembre. En circunstancias normales, afirman los analistas de Grupo ASE, en muchas horas del día, deberíamos ver cómo desplazan a los ciclos combinados de gas y, en consecuencia, cómo se reducen los precios del mercado español.

El autoconsumo aplana la demanda eléctrica

La demanda de electricidad ha crecido un 1,9% este mes con respecto a septiembre de 2020. Pero, si comparamos el dato con septiembre de 2019 cae, un 1%.

Además, como vienen indicando los analistas de Grupo ASE en los últimos tres meses, su curva se «aplana”. La demanda en las horas valle se incrementa en un 3,3%, mientras que por el día y horas punta solo sube un 0,8%. El crecimiento del autoconsumo podría explicar gran parte de este cambio, que tiene un importante impacto.

 

Los futuros a corto plazo se disparan hasta un 80%

La crisis del mercado del gas se ha trasladado al eléctrico y se registra el mayor rally alcista desde que hay cotizaciones, según señalan los analistas de Grupo ASE. El precio del primer trimestre de 2022 en España y el resto de Europa se sitúa en niveles superiores a los 215 €/MWh. Su cotización se ha encarecido un 83% en el último mes y supera en un 27% el precio de septiembre (156,14 €), que ha sido el más alto desde que registros.

El año 2022 en España sube un 50% hasta los 135,5 €/MWh. En Francia se eleva hasta los 135,2 €/MWh y en Alemania hasta los 129,3 €/MWh, tras subir un 48,8%.

También sube a largo plazo, a consecuencia del avance del Yr-22, Yr-23 y Yr-24. La cotización de 5 años en España se mueve en torno a 72,56 €/MWh, un 27,8% más que el mes pasado. Por su parte, en Francia cotiza a 87,4 €/MWh y en Alemania a 86,6 €/MWh. Por tanto, España sigue manteniendo un fuerte descuento frente a estos dos países, superior a los 10 €/MWh.