Los precios de la energía pueden complicarse este año por un fuerte incremento de la demanda de gas natural a la que Europa tendrá que hacer frente con el cerrojazo de Ucrania al gas ruso y la amenaza de corte de suministro de Catar.
Europa convierte así su dependencia del gas ruso en dependencia del GNL estadounidense y las cotizaciones en los mercados internacionales han comenzado ya a reflejar esta situación, que puede trasladarse también tanto al coste de los fletes de barcos durante los próximos meses.
Los precios del TTF cayeron por debajo de los 23 euros/MWh en el primer trimestre de 2024 para repuntar de forma constante hasta superar los 50 euros/MWh a finales de diciembre, es decir, más del doble. Y se espera que pueda llegar a alcanzar picos de hasta 70 euros.
Según Bank of America, "los inventarios récord de la primavera llevaron a muchos a pensar que el almacenamiento llegaría a su tope prematuramente en 2024, pero los balances desafiaron las expectativas. El calor récord del verano asiático impulsó el uso del gas en el sector eléctrico regional, ayudando a compensar la débil demanda europea. Además, las interrupciones y retrasos prolongados deberían limitar el crecimiento de la oferta de GNL a un mínimo de varios años de sólo 3 millones de toneladas en 2024. Estas dinámicas impidieron que el almacenamiento europeo de gas se llenara pronto, mientras que la Dunkelflaute en octubre/noviembre hizo que la generación eólica de NWE (noroeste) cayera un 26% o 13 GW interanuales. La generación de gas llenó el vacío, aumentando 22 GW intermensuales en noviembre, lo que llevó a la reducción de almacenamiento más rápida desde 2016".
El regulador europeo de la energía ACER presentó a finales de diciembre su análisis sobre el informe de los transportistas de gas europeos ENTSOG sobre la capacidad de la infraestructura de gas europea para satisfacer la demanda durante este invierno y el verano de 2025, teniendo en cuenta la reducción de las importaciones de gas ruso y el aumento de la dependencia del GNL.
ACER destaca la importancia de mantener los altos niveles de almacenamiento de gas en la UE, pero también advierte sobre los riesgos de una extracción temprana de las reservas, lo que podría reducir la flexibilidad del sistema y aumentar el riesgo de racionamiento de la demanda.
El regulador recomienda a ENTSOG que mejore sus previsiones, incluyendo un análisis cualitativo de los precios futuros del gas y las diferencias de precios entre el verano y el invierno, así como una mayor claridad sobre las capacidades mensuales añadidas por los nuevos proyectos de infraestructura.
El estudio de los transportistas presenta un análisis de la capacidad europea para satisfacer la demanda en diferentes escenarios, incluyendo un invierno típico y un invierno frío (como el actual), así como la interrupción total del suministro de gas ruso.
ENTSOG concluye que la infraestructura de gas europea es capaz de satisfacer la demanda en un escenario de invierno típico, incluso sin gas ruso, pero que en un escenario de invierno frío, se necesitarían medidas adicionales para evitar el racionamiento de la demanda.
Según el estudio de ENTSOG, los países que podrían estar más afectados en estos casos serían Croacia, Bulgaria, Grecia, Hungría, Rumanía, Serbia, Bosnia Herzegovina, Macedonia del Norte y Moldavia.
Algunos países cuentan con reservas estratégicas que podrían utilizarse para evitar los cortes de suministro, que no han sido tenidas en cuenta en el análisis llevado a cabo por los transportistas.
El documento también analiza la capacidad de la infraestructura europea para satisfacer la demanda durante el verano 2025, teniendo en cuenta la necesidad de rellenar los almacenes de gas.
ENTSOG concluye que la infraestructura europea es capaz de satisfacer la demanda durante el verano de 2025, incluso sin gas ruso, pero que se necesitarían medidas adicionales para alcanzar el objetivo de almacenamiento del 90% al final del verano.
La Comisión Europea tranquilizó sobre la situación de los riesgos para el suministro, pero está preparando ya un plan para gestionar la salida del gas ruso que prevé presentar previsiblemente el próximo mes de marzo, pero las tensiones en los países más afectados por el corte del gas ruso (Austria y Eslovaquia) han comenzado ya a aflorar.
El primer ministro de Eslovaquia, Robert Fico, calificó ayer de "sabotaje" la decisión de Ucrania de impedir el tránsito de gas ruso por su territorio. Se trata, según Fico, "de un sabotaje a las finanzas públicas", que dejarán de ingresar 500 millones de euros de las tasas de gas en tránsito por dicho país.
Para el mandatario eslovaco, "la UE gastará entre 60.000 y 70.000 millones de euros adicionales" por ese corte del suministro, a partir de un estudio de la empresa gasística eslovaca SPP.
"De esta decisión solo saldrá ganando EEUU con el aumento de las importaciones de gas a Europa", afirmó Fico.
El próximo martes tendrá lugar una reunión de delegaciones de Eslovaquia y Ucrania en Bruselas para abordar este contencioso y, en el caso de no llegar a un acuerdo, Bratislava tomará medidas.
"Estamos preparados para proponer interrumpir el suministro de energía eléctrica", reiteró Fico, aunque para eso es necesario declarar motivos de fuerza mayor. La razón es que los suministradores de energía son empresas privadas y esa decisión no compete al Estado.
Fico está también dispuesto a "reducir sustancialmente el apoyo para los ciudadanos de Ucrania en territorio eslovaco" (alrededor de 127.000) y ha radicalizado sus críticas a las políticas de apoyo occidental a Ucrania. A finales de diciembre, su visita al presidente ruso, Vladímir Putin, en Moscú, provocó indignación en Kiev.
Impacto en la electricidad
Según The Oxford Institute for Energy Studies, la generación de energía a gas sigue siendo la principal fuente de flexibilidad para el sistema eléctrico europeo, y la creciente dependencia de la eólica provoca picos impredecibles en la demanda de gas que se intensifican durante las temperaturas frías, cuando aumenta el uso de la calefacción.
A pesar de la disminución general de la demanda de gas en Europa, su utilización para la generación de energía se ha vuelto más volátil y menos sensible a los precios.
La flexibilidad de la oferta de gas proviene principalmente del almacenamiento subterráneo y de las terminales de regasificación de GNL, mientras que la flexibilidad de las importaciones por gasoducto -principalmente Noruega, Argelia y Azerbaiyán- y la producción de gas europea es limitada.
Oxford concluye que Europa necesita incrementar su flexibilidad en la oferta de gas para que vaya más allá de la variación estacional de la demanda y pueda hacer frente a las fluctuaciones diarias de la demanda.
Esta flexibilidad la proporcionan la capacidad de importación y regasificación así como el almacenamiento, que trabajan en respuesta a las señales de precios que reflejan los aumentos de la demanda.
Según los datos de Eurelectric, 2024 fue un año de récords para el sector eléctrico europeo. Las emisiones se redujeron un 59% respecto a los niveles de 1990 gracias al aumento de las energías renovables. Como resultado, la UE logró el mix de generación eléctrica más limpio de su historia. Los precios negativos batieron otro récord, al producirse 1.480 veces.
Positivamente, el precio medio de la electricidad al por mayor en la UE para el día siguiente disminuyó un 16% respecto a 2023, con algunas excepciones notables en el último trimestre del año. Por contra, la demanda de electricidad no repunta desde la crisis debido principalmente al bajo consumo industrial. De cara al futuro, los incentivos para electrificar la industria serán cruciales para lograr una economía competitiva descarbonizada.
La UE cierra el año con precios medios de la electricidad más bajos. En 2024, los precios mayoristas del mercado diario bajaron a 82 euros/MWh, frente a los 97 euros/MWh de 2023. Esta media fue aún más baja (76 euros/MWh) hasta el último trimestre del año, cuando el repunte del gas, la elevada demanda invernal, la escasez de energía solar y los días sin viento hicieron subir los precios, provocando varios picos en Alemania, Hungría, Rumanía y Suecia. Paralelamente, los precios negativos batieron un nuevo récord este año al registrarse el 17% de las veces en al menos una zona de oferta.
"Los datos de Eurelectric demuestran una vez más que invertir en una mayor generación renovable es el camino correcto para una economía más competitiva y descarbonizada, pero debe complementarse con más capacidad firme y flexible para equilibrar su variabilidad, limitar la dependencia de los costosos combustibles fósiles y contener los picos de precios", afirma Cillian O'Donoghue, director de Política de Eurelectric.
En 2024 se registraron las emisiones más bajas del sector eléctrico de la UE, con un descenso del 13% respecto a 2023. Las renovables representaron el 48% de la producción eléctrica de la UE, seguidas de la nuclear (24%) y los combustibles fósiles (28%), la cuota más baja de la historia.Mientras que la nuclear siguió siendo la tecnología líder en la producción de electricidad, la eólica mantuvo su ventaja sobre el gas respecto al año pasado. La electricidad de origen hidráulico y solar aumentó notablemente en más de 40 TWh interanuales. Esto equivale a la mitad de la demanda anual de Bélgica y a toda la de Dinamarca.
La demanda de electricidad creció menos de un 2% este año en comparación con 2023, pero sigue siendo inferior a los niveles anteriores a la crisis. Parte de esta reducción se debe a una mayor eficiencia energética y al ahorro de energía; sin embargo, más del 50% de este descenso se debe a la ralentización industrial.
En Alemania, el consumo eléctrico de la industria se redujo un 13% en 2023 en comparación con 2021 y se espera que se haya hundido aún más en 2024, ya que la producción industrial disminuyó un 4% interanual. Impulsar la electrificación industrial debe ser una prioridad para la nueva Comisión Europea.
El Clean Industrial Deal se convierte en la oportunidad ideal para ofrecer incentivos a la electrificación, como la creación de un banco de electrificación, zonas de electrificación acelerada y mecanismos de reducción de riesgos para los acuerdos de compra de energía a largo plazo.
¿Qué es la 'Dunkelflaute' y por qué provoca tensiones de precios?
'Dunkelflaute (literalmente "calma oscura")' es un término alemán que se ha popularizado en el sector energético para describir las condiciones meteorológicas en las que la reducción de la luz solar y la fuerza del viento hacen que apenas pueda generarse energía a partir de fuentes renovables.
Según explica The Oxford Institute for Energy Studies, a medida que aumenta la participación de las renovables en la generación eléctrica, estos episodios han incrementado la volatilidad de la demanda de gas y han influido en los precios (sobre todo en momentos de escasez en el mercado) cuando la electricidad generada a partir de gas natural se envía para llenar ese vacío de intermitencia, a pesar de que la demanda total de gas sigue disminuyendo a medida que avanza el desarrollo de las energías renovables.
Esta situación provoca fuertes tensiones de demanda de gas en algunos momentos que causan importantes reducciones de los niveles de almacenamiento.
En 2024 se produjeron varios episodios de 'Dunkelflaute' en enero y noviembre. Sin embargo, estos episodios reciben más atención cuando el mercado está tenso en épocas de bajas temperaturas. Este fenómeno se produjo al mismo tiempo en varios países europeos, la mayoría de los cuales también experimentaron un clima relativamente frío, y provocó la retirada de 4,5 Bcm del 3 al 16 de noviembre, un descenso muy fuerte y temprano en la temporada invernal. Durante el resto del mes, la demanda de calefacción hizo que saliera aún más gas de los depósitos (5,9 Bcm), lo que mantuvo el precios del gas en un nivel elevado durante el periodo del 25 al 30 de noviembre.
