Informe de mercado
Marzo 2022
Índice
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El suministro energético ruso se estabiliza y reduce la incertidumbre de los mercados energéticos europeos
- Los mercados diarios de electricidad europeos registran picos de más de 500 €/MWh.
- Los gaseoductos rusos han aumentado su caudal a Europa desde que estalló la guerra.
- Europa no dispone de opciones reales para “cortar” su dependencia energética de Rusia.
- Los futuros eléctricos comienzan a moderar sus perspectivas después del pánico inicial.
- El CO2 se desploma con motivo de la guerra.
- La demanda de gas y electricidad resiste, a pesar de los altos precios.
La incertidumbre sobre la seguridad de suministro de gas en Europa provoca picos de más de 500 €/MWh
El precio medio diario del mercado mayorista (POOL) español de los quince primeros días de marzo se eleva hasta los 336,71 €/MWh, pero ha llegado a registrar picos de más de 500 €/MWh, contagiado por la incertidumbre en torno al suministro de gas por la guerra en Ucrania. Concretamente, el 8 de marzo el POOL registró su precio diario máximo histórico en España, con 542,78 €/MWh y un pico de 700 €/MWh a las 20.00 horas.Los mercados energéticos europeos están muy conectados, como lo demuestra el hecho de que todos los países hayan marcado precios de la electricidad claramente por encima de los 300 €/MWh, salvo Alemania (295,15 €/MWh). Por encima de España se han situado Francia (343,67 €/MWh), Italia (367,26 €/MWh) y Reino Unido (350,49 €/MWh).
Resulta sorprendente que el precio de Alemania sea inferior al resto, dado que es el más dependiente del suministro energético ruso (un 60% de sus importaciones). Sin embargo, Alemania también es el país europeo con más generación fotovoltaica de autoconsumo. Es capaz de generar picos de 40 GW instantáneos, lo que equivale a la demanda total pico en España. Por eso el día 11 de marzo Alemania registró precios “cero” en las horas de máxima radiación solar.
Crece el caudal de los gaseoductos rusos desde que estalló la guerra
Como refleja la siguiente gráfica, el suministro ruso de gas que llega a Europa desde Rusia ha aumentado desde que estalló la guerra. Desde el 24 de febrero, el caudal que llega a través de las tres vías principales de gaseoducto que conectan Europa con Rusia ha alcanzado los 250 mcm/d, mientras que las semanas anteriores se situaba por debajo de los 200 mcm/d.No obstante, este aumento no alcanza la normalidad de los flujos rusos para esta época del año. Se sitúan claramente un 30% debajo del año pasado y también son inferiores a la media de los últimos años, que está por encima de los 300 mcm/d.
El Nordstream 1, que conecta Rusia con Alemania por el Báltico, es el que más ha aumentado, con 155 mcm/d, una cifra muy similar a la de 2021. En cambio, el gaseoducto de Mallnow, que conecta la zona rusa de Yamal con Polonia y Alemania, apenas registra movimiento, cuando su promedio de los últimos años se sitúa en un rango de 60-80 mcm/d.
La tercera vía, que es la más comprometida, la componen varios gaseoductos que conectan Rusia con el este de Europa a través de Ucrania. De momento, siguen trabajando con plena normalidad e, incluso, el gaseoducto de Velke (Eslovaquia) promedia 80 mcm/d en los últimos días, superando ligeramente su caudal de 2021. Parece que ni a Rusia ni a Ucrania les interesa que este suministro deje de funcionar.
La razón por la que sigue fluyendo el gas ruso hacia Europa son los contratos de largo plazo, vigentes entre los compradores europeos y la rusa Gazprom. Estos contratos cuentan con cláusulas estrictas de compromiso y, aunque tienen un cierto grado de flexibilidad que los compradores pueden optimizar, suelen tener un límite inferior que garantiza un tope de precio mínimo a Gazprom.
Los volúmenes basados en estos contratos para 2022 podrían situarse por encima de los 250 mcm/d. y todas las partes están comprometidas a respetarlos o tendrían que afrontar graves pérdidas. Por eso, aunque se anuncien medidas de boicot a las importaciones rusas, Grazprom está evitando sanciones económicas directas desde Europa, que es incapaz de encontrar una alternativa a este suministro energético.
Lo que también es cierto es que Gazprom se ha retirado del mercado spot en Europa, posiblemente a consecuencia de que el tubo de Mallnow no esté registrando tránsito. Y esto implica la retirada de una parte importante de la oferta de suministro de gas, que Europa debe buscar ahora en otros mercados. La pregunta es dónde y a qué precio va a poder sustituir este gas, en un contexto mundial de estrechez de la oferta y de aumento de la demanda.
Europa no dispone de opciones reales para “cortar” su dependencia energética de Rusia
El GNL no es una fuente “firme” de suministro de gas para Europa
En los dos primeros meses de este año Europa alcanzó niveles récord de importaciones de gas natural licuado (GNL) en un momento clave de bajo suministro ruso. Pero fue a costa de atraer metaneros que se dirigían a Asia, procedentes de Qatar o Estados Unidos. Y, por mucho que Europa quiera competir contra los compradores asiáticos, estos absorben el 75% del GNL mundial y disponen de contratos a largo plazo con productores. Al no disponer de gaseoductos, Japón, China o Korea cuentan con el GNL como única vía de aprovisionamiento.
El GNL llega a Europa cuando cae la demanda en Asia. Del mismo modo, si los precios spot asiáticos son más altos que los de Europa, una parte del GNL estadounidense -el mayor proveedor de Europa en la actualidad- se desviará a Asia, como paso en 2021.
Por otra parte, Europa dispone de una capacidad limitada para importar más GNL. Las terminales del norte de Europa, mejor conectadas para su distribución, ya funcionan al límite de su capacidad. Y las de otros países con capacidad adicional, como España, cuentan con una interconexión limitada que reduce su capacidad para llevarlo al resto de Europa.
Por eso Europa debe entender que la mayor parte de suministro de GNL que venga se suministra de forma flexible y fluirá hacia Asia, a menos que los precios europeos sean atractivos (altos).
¿Qué limita a los gaseoductos no rusos?
Noruega
El otro gran gaseoducto que surte al norte de Europa es el noruego, responsable de más del 30% de las importaciones de gas europeas. Su previsión para 2022 es de 117 bcm, ligeramente superior a los 115 bcm de 2021. Su caudal máximo teórico es de 127 bcm. Pero este volumen es estimado, no real, si tenemos en cuenta los trabajos de mantenimiento. Por tanto, no se prevé un aumento de las importaciones a través del gaseoducto noruego en 2022.
Argelia
Argelia es el tercer proveedor de Europa, con rutas hacia Italia y España, pero su papel en el suministro europeo es muy reducido: en 2021 proporcionaron 35 bcm, muy lejos de los 115 bcm de Noruega.
Además, el conflicto político entre Argelia y Marruecos ha reducido sus exportaciones a España desde octubre de 2021, por el cierre del gaseoducto de Medgaz. En el improbable caso de que este conflicto se resolviera pronto, el incremento de suministro apenas tendría impacto en el equilibrio continental, dada la limitada interconexión que existe entre Francia y España. También hay que tener en cuenta que España ya recibe muchos cargamentos de GNL, de manera que surgiría una fuerte competencia para exportar a Francia a través de un único gaseoducto.
Italia es la otra vía de suministro argelina. Sus exportaciones a través del gasoducto Transmed alcanzaron en 2021 un total de 21,1 bcm, que se encuentra por debajo de su capacidad de 34 bcm/año. Por tanto, sí podría utilizarse aprovechando las buenas conexiones entre Italia y el resto de Europa. Pero es un volumen adicional escaso en comparación con las necesidades europeas.
Libia y Azerbaiyán (TAP) son otras vías, pero sus infraestructuras actuales tienen una capacidad adicional limitada. Ampliarla llevaría años.
Los futuros de gas y electricidad corrigen tras el pánico inicial
El temor a un corte de suministro total de consecuencias imprevisibles se ha atenuado por dos circunstancias. La primera es que las sanciones no afectan a los pagos efectuados por la UE a Rusia en concepto de importaciones de energía y materias primas. La segunda, que sus entregas por gaseoducto han ido aumentando desde la invasión de Ucrania, el 24 de febrero.
En la última semana, los mercados de gas han corregido un 50% desde los máximos que se marcaron el 7 de marzo, cuando la cotización del gas del TTF para abril supero los 200 €/MWh. Aún así, toda la curva de precios para 2022 se sitúa un 60% por encima de los días previos a la guerra y en niveles de más de 100 €/MWh.
Los mercados eléctricos europeos también han experimentado un fuerte descenso en los últimos días, dado que están indexados a los mercados de gas. No obstante, como también ocurre con el gas, los futuros eléctricos para 2022 se han elevado con claridad desde la invasión rusa de Ucrania. La incertidumbre permanece y se puede prolongar, aunque se alcance la paz.
En todo caso, llama la atención que este aumento solo afecte a la curva de precios a corto plazo, dado que el Yr-23 y Yr-24 han reducido su cotización. Resulta llamativo porque es difícil imaginar que la repercusión de un bajo suministro de gas a Europa durante 2022 no afecte también a 2023 y siguientes.
El CO2 se desploma desde que se inicio el conflicto
La cotización de las emisiones ha descendido aproximadamente 20 €/tCO2 desde que se inicio la guerra en Ucrania y podría estar detrás de la reducción de los precios eléctricos a largo plazo. Esta caída del precio de las emisiones se explica porque algunos compradores están deshaciendo posiciones para obtener liquidez y hacer frente al aumento de garantías que les exigen en otros mercados de materias primas, ante el aumento de la volatilidad y altos precios. También pesa la retirada de especuladores, entre ellos rusos, y la búsqueda de refugio en otros valores.
Otro de los motivos podría estar vinculado al carbón ruso. Europa importa un importante volumen, equivalente a 482 TWh. Este carbón deberá ser sustituido en el futuro por gas, lo que equivalente a 96 bcm adicionales de gas, lo que hace aún más compleja la dependencia energética europea.
El día 7 de marzo, cuando los mercados de gas y electricidad alcanzaron su máximo, la cotización de las emisiones retrocedió hasta los 58 €/tCO2. Desde entonces, el precio de los derechos de emisión ha ido recuperando terreno, en dirección opuesta al gas (que ha ido bajando). Hasta ahora no se había observado este movimiento contrario.
Con respecto al impacto del precio del CO2 en el precio de la electricidad, una bajada de 20 €/tCO2, la registrada desde que se inició el conflicto, supone reducir alrededor de 7-8 €/MWh el precio marginal de los mercados eléctricos.
La demanda de gas y electricidad resiste a los altos precios
En los primeros 15 de marzo, y desde que estalló el conflicto, la demanda de gas y electricidad diaria se ha mantenido en los niveles previstos, a pesar de los altos precios de la electricidad y del gas.
La demanda de gas de la primera quincena crece un 5,7% respecto al mismo periodo del año pasado. Hace un año, en febrero de 2021, algunos sectores industriales subieron su consumo, como el del metal (+ 9,6%), el agroalimentario (+4,7%), el del papel (+3,2%). Descendieron el textil (- 8%), la construcción (-15,1%), el de refino (-17,7%) y el químico y farmacéutico (-5,3%).
Desde el 1 de enero hasta el 15 de marzo de este año, el consumo de gas ha aumentado un 12,6% anual, aunque en este caso el motor de este crecimiento es la demanda de gas para la generación de electricidad.
En cuanto a la demanda de electricidad, observamos una caída del 3,1% desde el 1 de enero de 2022, pero hay que tener presentes dos factores. El primero es el impacto de la borrasca Filomena, que en enero de 2021 supuso una alta demanda de electricidad, muy por encima del promedio. El segundo, el efecto del crecimiento del autoconsumo. En el último año se han instalado 1,2 MW de nueva potencia fotovoltaica para autoconsumo en España. De acuerdo con nuestros cálculos, está restando aproximadamente un 4-5% a la demanda en las horas de radiación solar.
En los primeros 15 días de marzo la demanda ha caído un 1,7%, pero más a causa del autoconsumo que por una caída de la actividad.
La generación de electricidad crece un 5%
Aunque la demanda ha disminuido un 1,7%, el tirón de las exportaciones ha provocado un aumento del 5% en la generación de electricidad. Si analizamos su origen, la generación renovable cae un 7,6% respecto al año pasado. Su peso en el mix de la primera quincena de marzo representa el 46,4%. La producción hidráulica ha descendido un 61,8%, mientras la eólica ha aumentado un 34,1% y la fotovoltaica un 22%.
La tecnología que más ha incrementado su producción en lo que llevamos de marzo es la de los ciclos combinados de gas. Ha crecido un 85% y ha cubierto el 15% del mix de generación.
NUESTRO ANÁLISIS
La situación para Europa se agrava
Cuando la oferta no es capaz de equilibrar el mercado, el mecanismo natural que baja los precios es la destrucción de la demanda. Pero, de momento, parece que la demanda de gas y electricidad resiste inmutable, incluso en los momentos más críticos con picos de más de 500 €/MWh. En la última semana los precios han vuelto al nivel de 200-300 €/MWh anterior al conflicto, que comienza a normalizarse como nuevo rango de coste eléctrico que maneja la industria.
Estos costes se están trasladando progresivamente a los precios de sus productos finales para los consumidores desde el verano pasado, cuando los precios energéticos comenzaron a subir, como se observa en los datos de IPC. Por tanto, una destrucción generalizada de la demanda no parece que vaya a ser el motivo de que los precios se desplomen a corto plazo.
Desde el punto de vista de la oferta de suministro, el asunto es más grave para Europa. Alemania acaba de anunciar la construcción de terminales de GNL (no tiene ninguna) para aumentar su importación por barco. Es decir, Europa comienza a asumir que una transición hacia la renovables sin una energía de transición no es posible.
Pero puede que Europa llegue tarde. El crecimiento de la producción de GNL mundial será muy limitado hasta la segunda mitad de la década porque los proyectos que ya se han iniciado, en EE. UU. o Qatar, no estarán operativos antes de 2025. Y, además, esta nueva capacidad está comprometida en grandes contratos con China y Japón.
Por tanto, cualquier ampliación de la capacidad de importación de GNL en Europa, para sustituir al gas y al carbón rusos, encontrará una fuerte competencia en los compradores asiáticos, cuya demanda de gas seguirá creciendo y absorbiendo más del 75% del GNL mundial. Si Europa quiere una parte del “pastel”, tendrá que pagar un alto precio.
De este modo, los compradores europeos podrían tener que comprometerse con contratos de suministro a largo plazo con los productores de EEUU, si desean respaldar directamente su abastecimiento para evitar la volatilidad del GNL y la dependencia de los mercados asiáticos. Esto implica contratos a más de 20 años, con fuertes compromisos de consumo y choca con la política de transición energética europea. Explicaría por qué UE le ha dado recientemente al gas el “sello” de energía verde.
Las tecnologías renovables siguen lejos de convertirse en un mecanismo solucione la dependencia energética europea en el corto y medio plazo. Así que el asunto es muy simple: el plan de transición energética trazado por Europa, que conllevará el abandono del carbón y ahora también cortar la dependencia energética de Rusia, supondrá una subida de los precios energéticos durante los próximos años.
Quien esté esperando a que se solucione la guerra en Ucrania o a que los políticos acudan al rescate de los precios energéticos, puede que aún no haya entendido la complejidad del actual contexto energético. Desde grupo ASE venimos trabajando desde hace tiempo para ofrecer soluciones que estabilicen los precios energéticos de nuestros clientes a precios razonables.
Mercado de futuros eléctricos
Los futuros eléctricos continúan subiendo a corto
Se mantiene la fuerte escalada de precios en los mercados eléctricos de futuros europeos a corto plazo, como consecuencia de la previsión de los elevados precios de gas y emisiones de CO2.
El mercado español experimenta un fuerte repunte en el corto plazo, con una subida del 11,6% del precio del Q3-21 (3º trimestre), que sube hasta los 86,75€/MWh. Los precios del 4º trimestre también se encarecen de forma notable (+11%) hasta los 84,80 €/MWh. Por su parte, el Yr-22 español avanza un 6,3% hasta los 66,50 €/MWh.
En Europa, el Yr-22 francés sube hasta los 66,79 €/MWh (+4,1%) y el Yr-22 alemán se sitúa en 65,30 €/MWh (+2,1%). En cuanto al largo plazo (5 y 10 años), España sigue presentando una fuerte prima de descuento de más de 10 €/MWh frente a los mercados alemán y francés.
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Aunque los mercados diarios de gas y electricidad han vuelto a niveles previos a la invasión de Ucrania, ha subido toda la curva de futuros para 2022
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La capacidad de los gaseoductos no rusos es escasa para “cortar” con Rusia, y la competencia con Asia por el GNL implicará un alto precio
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Aunque la demanda eléctrica ha descendido un 1,7%, el tirón de las exportaciones eleva un 5% la generación de electricidad en España
Análisis
La demanda asiática, las bajas temperaturas y el mercado de CO2 elevan los precios un 200% y disparan los mercados energéticos europeos
Además de la subida de las emisiones de CO2, hay otro factor decisivo que explica la subida del POOL en abril: el incremento del precio del gas.
El mercado de gas se ha dado la vuelta con respecto a hace un año, cuando Europa recibía todos los excedentes de gas natural licuado (GNL) debido al hundimiento de la demanda en Asia. Entonces Europa pudo disponer de un alto nivel de depósitos y el precio de sus mercados se hundió a mínimos históricos.
La situación cambió bruscamente en el inicio de 2021. Europa ha tenido que competir con los países asiáticos para atraer la oferta de GNL. El “tiron” de la demanda de China y la India, junto a la intensa ola de frío que vivió Asia en enero, provocó fuertes subidas en los precios.
Ahora Europa está viviendo un invierno frío, lo que añade más demanda y eleva los precios. Además, los niveles de los depósitos de gas en Europa se encuentran al 25%, la mitad que hace un año. No es preocupante, dado que nos encontramos a final de la temporada de gran consumo, pero los precios se han tensionado en Europa. El TTF holandés cotiza en 20 €/MWh, con una fuerte subida del 200% respecto a hace un año.
La buena noticia es que las importaciones de GNL están creciendo a buen ritmo desde marzo y, de cara al verano, se espera que Europa atraiga más excedentes por la caída de la demanda estacional en Asia. Esto permitiría llenar los almacenes y supondría una cierta relajación de los precios. Lo que es evidente es que la evolución de los precios de gas será la clave de los precios de electricidad en Europa en los próximos meses.
La situación de incertidumbre es muy elevada, sobre todo porque las previsiones de demanda de gas asiática son inciertas. Una oscilación en su demanda puede tener un impacto del precio del gas en Europa de +/- 10 €/MWh en la curva del TTF de los próximos meses.
A su vez, la volatilidad del gas se traduce en una variación de +/-20 €/MWh en los precios de electricidad. Si añadimos la fluctuación de las emisiones de CO2, los precios eléctricos podrían oscilar 30 €/MWh arriba o abajo en Europa en los próximos meses. La volatilidad está asegurada.
Emisiones de CO2
El precio de las emisiones sigue su imparable ascenso y supera los 40 €/t, anotándose una subida del 20% respecto a finales de enero. Las políticas y reformas de la Comunidad Europea parecen encaminadas a impulsar sustancialmente los precios de las emisiones en los próximos años y esto atrae a los especuladores hacia el mercado de CO2 (EUA).
Brent
El Brent supera los 50$ impulsado por una posible recuperación de la demanda en 2021, cuando las vacunas comiencen a distribuirse y el USD se mantenga bajo. A pesar del panorama sombrío de la segunda ola a nivel mundial, con un balance de casos, bajas y hospitalizaciones peor que en la primera ola, los inversores continúan mostrando su confianza en la rápida recuperación de la economía el próximo año.
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