El precio medio de la luz en el mercado mayorista español (POOL) se sitúa en 72 €/MWh en la primera quincena de enero. Está un 75% por encima del que marcó en enero de 2019 y del cierre del pasado mes de diciembre. Los analistas de Grupo ASE estiman que, en caso de prolongarse esta situación, las empresas con contratos eléctricos indexados 100% a pool que tengan un consumo similar al de hace un año notarán una subida del 35% en su recibo de la luz. En España, el precio del gas y la electricidad es más volátil al disponer de menos reservas y depender del suministro en barco.
La demanda eléctrica ha experimentado un crecimiento del 7% como resultado de Filoménica. Junto con una baja generación eólica, los ciclos combinados de gas se han hecho paso durante estos días. Aunque no podemos decir una cifra exacta, si la generación de renovables en estos últimos días hubiera sido nula, es seguro que el precio de la luz se habría disparado bastante más.
El precio del gas y de las emisiones de CO2 en máximos (por encima de 35 €/tCO2) elevan los costes de producción de los ciclos combinados de gas y repercuten en sus ofertas. También la hidráulica ha aprovechado su flexibilidad. El 8 de enero el POOL registró el precio máximo de 94,99 €/MWh. Ese mismo día, el precio de la electricidad en Japón superó los 1.200 €/MWh.
Son dos las principales razones por las que España ha visto como se encarecía el precio del gas y la electricidad en comparación con sus socios europeos: menor cantidad de gas almacenado y mayor dependencia del aprovisionamiento por barco.
El efecto dominó asiático
El índice de gas JKM asiático ha crecido un 330%, el precio de referencia de gas en Europa (TTF) ha subido un 80% y el español (MIBGAS) lo ha hecho en un 150%. Todo ello tan solo después de que, hace nueve meses, los precios del gas marcaran mínimos históricos.
La situación en Asia no ayuda. El continente pasa por la peor ola de frío desde hace más de 60 años, lo que ha elevado de forma notable su demanda energética provocando un desabastecimiento del que no se conocen precedentes.
Los cargamentos de gas natural licuado (GNL) procedentes de EE UU se han desviado, atraídos por los altos precios que se pagaban en Asia, lo que ha reducido la oferta de gas y tensionado su precio.
Otro hecho es que, dada las bajas previsiones de demanda de gas para este invierno, muchas plataformas en EE.UU., Malasia, Qatar, Australia e Indonesia se encontraban realizando labores de mantenimiento, por lo que la producción era más reducida. Si sumamos esta situación a los retrasos de los transportistas de GNL que transitan por el Canal de Panamá y la falta de buques, encontramos unos costes de transportes y precio final del gas más caros.
Las oscilaciones del GNL perjudican más a España
Son dos las principales razones por las que España ha visto como se encarecía el precio del gas y la electricidad en comparación con sus socios europeos: menor cantidad de gas almacenado y mayor dependencia del aprovisionamiento por barco.
Por otra parte, Argelia derivó gas para cargar barcos con destino a Asia, suministrando a España menos de lo esperado. Aun así, el oleoducto ha recobrado la normalidad durante los últimos días.
Europa tiene más seguridad de suministro por el gas que llega de Rusia y Noruega y por la mayor cantidad de gas almacenado. En Francia el stock actual es de 73.961 GWh y su capacidad está al 56% y Alemania cuenta con 177.064 GWh y está al 63%. En cambio, en España tenemos 3.531 GWh y estamos al 28% de capacidad, 40 puntos por debajo de su cota hace un año. Muchos operadores españoles han sacado gas almacenado y lo han vendido en Asia a precios muy elevados. Y esto también ha ejercido cierta presión en la subida del precio.
Conforme asciendan las temperaturas, la evolución del precio se irá corrigiendo. También se espera que los cargamentos de GNL vayan llegando a las terminales y que el gas por gaseoducto aumente su inyección.
Fuente: Grupo ASE.
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Graduado en Periodismo por la Universidad Complutense. Redactor en energynews.es, movilidadelectrica.com e hidrogeno-verde.es.
