Los precios europeos del gas han bajado lo suficiente en las últimas semanas como para reavivar la competencia entre el gas y el carbón en el sector eléctrico, lo que podría estimular una mayor demanda de gas en primavera y verano.
Los depósitos de gas europeos están más llenos de lo normal en esta época del año, después de que el clima templado de octubre-noviembre y enero limitara la demanda de calefacción y los altos precios frenaran el consumo de gas ajustado a las condiciones meteorológicas en la industria, los hogares y el sector eléctrico. Las elevadas existencias, la baja demanda sostenida y la fuerte oferta de GNL han lastrado los precios a medida que se acerca el final de la temporada de calefacción.
El precio TTF holandés del primer mes -precio de referencia europeo e indicador de los fundamentos del mercado del gas en el noroeste de Europa- se situó en una media ligeramente inferior a 63 euros/MWh del 1 al 25 de enero, frente a los cerca de 118 euros/MWh de diciembre.
A medida que los precios han ido bajando, se han acercado al rango de cambio de combustible, es decir, al punto en el que es más rentable utilizar centrales de gas que centrales de carbón para generar electricidad.
Esto supone un cambio con respecto a gran parte de 2021 y 2022, cuando los precios del TTF y los precios a plazo se desconectaron por encima de los niveles de cambio de combustible de carbón a gas. Las escasas existencias habían contribuido a un ajustado equilibrio entre la oferta y la demanda de gas en Europa en 2021, mientras que la caída de los flujos de gas ruso a Europa en 2022 llevó a la región a conservar todo el gas posible con el fin de rellenar el almacenamiento y preservar las existencias.
El 19 de enero, el contrato TTF a un mes se situaba a sólo 5,63 euros/MWh por encima del punto en el que sería más rentable hacer funcionar unidades de gas con una eficiencia del 55% que unidades de carbón con una eficiencia del 40%, lo más cerca que ha estado el precio de ese nivel de apoyo desde el 8 de junio del año pasado (véanse los gráficos).
El mercado holandés del primer mes ya se situó del 16 al 19 de enero, y de nuevo del 23 al 25 de enero, por debajo del punto en el que las centrales de gas más modernas, con una eficiencia del 60 %, funcionarían por delante de las centrales de carbón más antiguas, con una eficiencia del 38 %. Los precios TTF de marzo y verano de 2023 también se han deslizado por debajo de este nivel de apoyo en varias jornadas recientes.
En los últimos meses, los swaps de carbón europeos han caído en línea con los precios del gas y la electricidad. Las existencias de carbón en los puertos y las centrales eléctricas son elevadas después de que las empresas de servicios públicos realizaran fuertes compras antes y en torno al embargo de carbón ruso por parte de la UE el 10 de agosto de 2022. Esto ha frenado la demanda al contado y ha llevado a los comerciantes a intentar revender el carbón destinado a Europa en mercados no europeos.
Además, la preocupación de que las calderas del sector eléctrico no puedan recibir las nuevas mezclas de los distintos orígenes y calidades de carbón que llegan a Europa ha resultado infundada hasta ahora.
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Europa tendrá gas de sobra para quemar
Mientras el suministro de GNL siga siendo abundante y Europa evite olas de frío prolongadas, es posible que el continente disponga de gas de sobra para quemar en el sector eléctrico en primavera y verano.
Un aumento de las retiradas de los depósitos a finales de invierno, justo cuando el consumo disminuye en toda la región con un tiempo más suave, puede dejar el mercado del gas bien abastecido para algunos cambios de carbón a gas. Además, la demanda de inyección en verano será mucho menor que en los últimos años.
En Francia, los almacenamientos, relativamente llenos, deben bajar para alcanzar los niveles máximos permitidos a principios de abril. Y es posible que el Gobierno alemán intente desvincularse del mercado mayorista del gas vendiendo su gas almacenado, aunque el ministro alemán de Economía y Protección del Clima, Robert Habeck, reiteró el miércoles que el Gobierno mantendría este gas almacenado en lugar de venderlo con pérdidas.
En cualquier caso, el alcance de la demanda de energía térmica en Europa este verano dependerá de la generación a partir de otras fuentes. Y la disponibilidad de las centrales nucleares francesas, en particular, es incierta.
Francia suele ser un gran exportador de energía. Si la producción nuclear del país se reduce, podría ser necesaria una mayor generación de electricidad a partir de gas en el noroeste de Europa, como ya ocurrió en el cuarto trimestre.
El operador del sistema eléctrico francés, RTE, ha mantenido su evaluación de los riesgos de tensión en la red eléctrica francesa en tres en una escala de cinco. El nivel de riesgo podría reducirse si se respeta la trayectoria de vuelta a la red de las centrales nucleares y se mantiene la tendencia de ahorro energético, según RTE.
La disponibilidad nuclear para finales de febrero no está clara, advirtió RTE, ya que dependerá de los resultados de los controles de tensión-corrosión y del efecto de las próximas huelgas.
Noticia tomada de: Argus Media / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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