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El aumento de la demanda y del precio del gas desata un efecto dominó que eleva la luz un 75%

El aumento de la demanda y del precio del gas desata un efecto dominó que eleva la luz un 75%
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AVANCE del Informe del mercado energético de ENERO

viernes 15 de enero de 2021, 12:11h
Sin la competencia de eólica, los ciclos combinados de gas (lastrados por costes de producción muy altos) y la hidráulica (que rentabiliza su flexibilidad), responden a la demanda extra de electricidad (+7%). id:67138
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.

Impulsada por Filomena, la demanda eléctrica ha crecido un 7% y como la generación eólica ha sido muy baja, los ciclos combinados de gas (CCG) han ganado protagonismo. El precio del gas y de las emisiones de CO2 en máximos (por encima de 35 €/tCO2) elevan los costes de producción de los CCG 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.

Asia desata un efecto dominó

Solo nueve meses después de marcar mínimos históricos, los precios del gas se han situado en máximos, también históricos. El índice de gas JKM asiático se ha elevado un 300%, el precio de referencia de gas en Europa (TTF) ha subido un 80% y el español (MIBGAS) un 150%.

Asia está viviendo la ola de frío más extrema en 60 años. Su demanda energética se ha elevado bruscamente y provoca un desabastecimiento sin 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.

Además, como las previsiones de demanda para este invierno eran bajas, muchas plataformas en EE UU, Malasia, Qatar, Australia e Indonesia habían aprovechado para llevar a cabo labores de mantenimiento y reducido su producción. Los retrasos significativos para los transportistas de GNL que transitan por el Canal de Panamá y la falta de buques han terminado de elevar los costes de transporte y el precio final del gas.

España está más expuesta a las oscilaciones del GNL

En España hemos experimentado una elevación mayor del precio del gas y de la electricidad que nuestros socios europeos porque tenemos menor cantidad de gas almacenado y dependemos más del aprovisionamiento por barco. Además, Argelia suministró menos gas del esperado, al derivar parte para cargar barcos dirigidos a Asia. Sin embargo, parece que el gaseoducto ha recuperado la normalidad en 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.

Las condiciones climatológicas van a ser determinantes en la evolución del precio, pero los analistas de Grupo ASE esperan que esta situación se corrija conforme asciendan las temperaturas, los cargamentos de GNL vayan llegando a las terminales y el gas por gaseoducto incremente su inyección.

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