El precio de la energía vive momentos de gran volatilidad. El mercado mayorista de electricidad, tras 15 días de infarto en los que llegó a alcanzar niveles de máximos históricos, se desploma hoy hasta los 27,5 euros, frente a los 94 euros que alcanzó el pasado 8 de enero.
La única diferencia existente entre los primeros 20 días del año y ahora podemos encontrarla en la caída de demanda de gas, que hoy estará por debajo de los 1.000 GWh, frente a los cerca de 1.600 GWh que se alcanzaron en los peores momentos de la ola de frío, la caída de demanda de electricidad y una potente generación eólica.
Según los datos de Aleasoft, en los primeros cuatro días de la tercera semana de enero el precio promedio de todos los mercados eléctricos europeos bajó respecto al promedio de los mismos días de la semana anterior. El precio promediado en el mercado N2EX de Reino Unido entre el 18 y el 21 de enero, de 66,62 euros/MWh, fue el más alto de todos los mercados, pero aún así, fue el que mayor descenso registró, de un 56%, debido a los altos precios de este mercado durante la segunda semana del mes.
En la mayoría de mercados, el 21 de enero se alcanzó el precio diario más bajo de lo que va de año y en la madrugada de ese día, también se registró la hora de menor precio hasta el momento, siendo la más baja la hora 5 del mercado Epex Spot de Alemania, con un valor de 0,02 euros/MWh.
Estos fuertes descensos se han visto facilitados por los precios del gas en los mercados internacionales, que han reducido notablemente sus diferenciales. Mibgas, el español, sigue a la cabeza con un precio de 22,77 euros/MWh, frente a los 21,86 euros de Reino Unido; los 20,08 euros del PEG francés; los 20 euros de TTF o los 18,33 euros del PSV italiano.
En Asia, principal comprador de gas, el precio se ha relajado también hasta los 23,82 euros, frente a los 60 euros que llegó a alcanzar y ha permitido que con esta equiparación de precios los tránsitos de los metaneros hacia las plantas de regasificación españolas sean algo más fáciles.
El sistema, no obstante, sigue operando con fuertes niveles de entrada de gas a través de los gasoductos después de la declaración de fuerza mayor por parte de Argelia y las exportaciones a Portugal llevan ya varios días prácticamente a cero por los elevados precios del gas español.
Las plantas de regasificación, poco a poco, van recuperando sus capacidades. A lo largo de este mes de enero, la planta de Barcelona adelantó la llegada de un buque metanero prevista para el 15 de enero a los días 8 y 9 con una capacidad de 145.000 m3 y para el próximo 27 de enero se espera una descarga de otro buque de 128.200 m3.
En la planta de Cartagena, se recibió un buque de 142.000 m3 los días 5 y 6 de enero. El sábado 9 de enero se consiguió la descarga de otro mediano de 66.000 m3 y el 12 de enero otro de 71.700 m3. Ayer se recibió otro buque mediano de 63.000 m3 pero su gas saldrá de la planta el día 25 con otro destino y se recibirá otro el jueves 28 de 73.000 m3. Poco a poco, el resto de plantas también irán recibiendo descargas en lo que queda de mes, a excepción de Mugardos que no recibirá ninguno, tal y como se desprende de la programación que hizo ayer pública Enagas.
La llegada de barcos servirá para superar la tensión de suministro existente que forzó a utilizar parte de la reserva prevista en el plan invernal.
España cuenta con importantes contratos de abastecimiento de GNL a nuestro país. La cantidad de gas que hay contratada no refleja grandes cambios si evaluamos las cantidades que había hace ocho años y las que hay ahora.
El principal cambio que se produce es el tipo de contratos. Anteriormente, los contratos de compra de GNL tenían una obligación de llegada a un país concreto (DES) pero con el tiempo la situación ha evolucionado y este tipo de acuerdos son más reducidos al haberse hecho el mercado mucho más liquido (FOB). España ha incorporado como suministrador a Rusia y, por contra, desapareció Libia en 2012.
Según explican fuentes del sector, durante esta ola de frío la diferencia entre que un barco llegara a España o se fuera a Asia suponía cerca de 10 millones de beneficio.
Los ciclos combinados de electricidad están funcionando en gran parte con gas comprado en Mibgas a precio spot ante las pocas horas de funcionamiento.
Esta situación hubiese podido llevar los precios del mercado mayorista por encima de los 120 euros si no hubiese sido por la entrada de la generación con carbón.
