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El gas sigue disparado y la luz se modera

Según el último boletín quincenal de GasINDUSTRIAL, el gas sube el 44,5% de la media de los precios spot de los hubs europeos en la última quincena, mientras el barómetro de la Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía (AEGE) reduce el precio medio del mercado diario de junio el 9,4%, respecto del mes de mayo. Parece que el gas sigue disparado y la luz se modera, si bien ésta mantiene el fuerte incremento interanual.

Evolución del mercado de futuros de electricidad. Período 2019-2022

Fuente: EEX, OMIP, Elaboración AEGE.

El boletín de precios de mercados de GasINDUSTRIAL, del periodo del 18 de junio al 1 de julio, señala que el precio del gas alcanzó los 114,47 €/MWh. Un incremento del 44,5% motivado por la disminución en la previsión de cotas de almacenamiento de gas europeo, los mantenimientos llevados a cabo en el campo de producción noruego y el paro de la planta estadounidense de Freeport LNG. Además, por el lado de la oferta, la disminución de la capacidad del gasoducto Nord Stream 1 y la inminente parada por mantenimiento planificado ejercen presión al alza, según explica el boletín.

La luz se modera
El mercado eléctrico diario sigue siendo a la baja este año al llegar a los 169,63 €/MWh, un 9,4% menos que en mayo, mes en el que también se reducía el precio medio en comparativa intermensual. Este precio ha sido un 22,1% inferior al de Alemania y un 31,7% inferior al de Francia.

No obstante, en comparativa interanual, la luz sigue disparada, ya que el incremento ha sido del 103,6%, respecto a junio de 2021. Considerando la evolución del mercado diario en 2022 y las cotizaciones de los precios futuros hasta fin de año, el precio medio estimado del mercado eléctrico español es de 177,63 €/MWh, un 59,5 % mayor que el de 2021, un 29,7% más barato que el del mercado alemán y un 53,6% más barato que el mercado francés. Es de destacar que la gran industria de Francia y Alemania compra su electricidad con contratos más competitivos que el precio de sus mercados eléctricos. Así, en Francia disfrutan de la tarifa ARENH, a 42 €/MWh.

En España ahora lo que tenemos que tener presente es lo establecido en el Real Decreto Ley 10/2020, que fija un tope al precio del gas utilizado por las centrales térmicas. La diferencia hasta el precio del gas, fijado en MIBGAS, tiene que ser financiado por los consumidores que están expuestos al precio del mercado diario de OMIE. Así, desde el 15 de junio al 30 de junio de 2022 (16 días de 30), la compensación media diaria fue de 90,87 €/MWh que, expresados en términos mensual, supone una compensación media ponderada de 48,46 €/MWh.La cotización del futuro para 2023 del mercado eléctrico español a 29 de junio ha sido de 179 €/MWh, un 15,5 % más caro que hace un mes, y un 33,3% inferior a la cotización del mercado alemán.

En estos seis primeros meses del año 2022, los precios eléctricos del mercado alemán han sido inferiores mientras que en el mercado francés han sido superiores a los de nuestro mercado. Sin embargo, para la industria electrointensiva española, considerando las medidas aprobadas en su Estatuto, y las compensaciones del ajuste de gas, se estima un precio eléctrico final a fin de año en España de 232,79 €/MWh, casi 100 €/MWh más que el precio francés, que es de 133,19 €/MWh. Esta comparativa de precios se puede ver en nuestro barómetro.

Evolución del mercado de futuros de electricidad. Período 2019-2022

Fuente: EEX, OMIP, Elaboración AEGE.

Crudo al alza
El barril de Brent sube un 8,4% respecto a mayo en junio y sube un 67,7% respecto a junio de 2021, según el boletín de GasINDUSTRIAL. Durante la primera mitad del periodo, el miedo a una desaceleración económica en los próximos meses por la fuerte inflación hizo frenar los precios. Sin embargo, esta tendencia se revirtió en la segunda mitad del periodo debido a los cortes de suministro tanto en Libia como en Ecuador por disturbios políticos.
En cuanto a la oferta, los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudí podrían estar más cerca de su límite de capacidad de producción máxima, lo que en la situación actual de alta demanda y baja producción provoca un impulso al alza adicional.

Volatilidad del MIBGAS
El diferencial de precios entre los hubs sube en este periodo (62,32 €/MWh), respecto al periodo anterior. Los precios máximos diarios se han visto en el PSV italiano que ha llegado hasta los 151,84 €/MWh. Los precios mínimos diarios se han visto en el NBP inglés, siendo el mínimo del periodo de 56,52 €/MWh.
MIBGAS aumenta su volatilidad respecto el resto de hubs europeos. Los diferenciales, en relación a la media europea sin MIBGAS, se han situado entre 8,83 y -4,21 €/MWh.

El precio medio de MIBGAS en junio fue de 96,41 €/MWh, un 26,5% superior al pasado mayo (+20,2 €/MWh) y un 236,3% superior a junio de 2021 (+67,7 €/MWh). Respecto al precio medio del TTF de junio de 103,56 €/MWh, MIBGAS ha sido un 6,9% inferior (-7,15 €/MWh).

Los almacenes subterráneos han aumentado sus reservas y, a fecha de 1 de julio, están al 71,2% de su capacidad. Los tanques de GNL, han aumentado hasta el 79,1% de su capacidad.
En Europa el nivel de almacenamiento subterráneo se sitúa en un 58,52% de llenado superando el nivel del año pasado. Respecto al periodo anterior supone un aumento de 5,46%.

Las cotizaciones medias de todos los Hubs se sitúan por encima de las cotizaciones medias del periodo anterior. El CAL 23 europeo ha cotizado sobre los 98,58 €/MWh, un 18,0% más que el periodo anterior; Henry Hub estadounidense cotiza en 17,09 €/MWh, un 16,2% menos; MIBGAS ha cotizado sobre los 91,48 €/MWh, un 18,6% más; el JKM asiático sobre los 91,91 €/MWh un 14,3% más.

Sobre José Henríquez

Director de información de TPI.

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