El avance del informe del Grupo ASE de noviembre informa de que el precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (Pool) se sitúa en lo que va de noviembre (día 17) en 168,23 €/MWh. Se trata de una cifra un 15,8% más baja que la de octubre pero, en perspectiva, se registra un aumento vertiginoso del 300% respecto a hace un año y del 220% frente a los meses de octubre de lo cinco últimos años. El avance del informe repasa la influencia sobre el mercado de la voraz demanda de gas china y de la situación de suministro entre Argelia y España. 
Subida de la curva precios del mercado de futuros eléctrico
La tendencia bajista de los precios eléctricos en los mercados de futuros se ha visto truncada. Tras varias semanas de caídas en los precios del gas, la remontada ha venido impulsada por la preocupación sobre el suministro de gas en Europa y por el incremento del precio del gas natural licuado (GNL) asiático, debido a un repunte de la demanda en China. El anuncio de la paralización del Nordstream2 ha puesto la guinda y ha disparado un 20% el precio del gas del próximo invierno.
En el mercado de futuros, el Yr-22 español se situó en la primera quincena de noviembre a 127,5 €/MWh, un 13,8% más alto que al cierre de octubre. Por su parte, el primer trimestre de 2022 (Q1-22) subió un 23,9% hasta los 192 €/MWh. En Europa, el Yr-22 francés cotiza en los 128,52 €/MWh y el alemán en 118,50 €/MWh. 
Incremento de la producción eólica en un 29%
Por su parte, la generación eólica ha registrado un aumento de producción del 29% frente al mismo periodo de 2020, liderando el mix de generación de noviembre. Junto con el aumento de la producción fotovoltaica, los precios del Pool deberían haberse reducido, pero no ha sido así. El motivo lo encontramos en las paradas programadas de dos centrales nucleares.
En los primeros quince días de noviembre, la demanda eléctrica ha crecido un 2,5%, por unas temperaturas más bajas de lo habitual en estas fechas. Una vez corregida por la laboralidad y las temperaturas, la demanda desciende un 1,3%. 
La influencia de la demanda de gas en China y la congestión del Canal de Panamá
Durante la última semana, China ha registrado unas temperaturas más frías de lo normal para esta e´poca del año, por lo que los inventarios de gas se han visto rápidamente reducidos y la demanda de gas en el mercado spot ha aumentado. Esto ha provocado una subida del precio del gas natural licuado (GNL) asiático por encima del 7%.
Así, nos encontramos con que la capacidad de Europa para importar gas se ve limitada por la voracidad de la demanda asiática. Grupo ASE informa de que, entre enero y septiembre de 2021 las importaciones europeas han representado un 17% del mercado mundial de GNL, lo que implica una disminución interanual de cuatro puntos porcentuales.
Por su parte, Asia supone ya un 65% de la demanda mundial de GNL en 2021, con un salto de más de tres puntos porcentuales por encima de los volúmenes de 2020. Solo Japón y China absorben en 2021 alrededor del 35-45% de todas las importaciones de GNL mundiales. Pero las perspectivas para este invierno son muy distintas para ambos países.
Se espera que este invierno las importaciones de GNL de Japón sean sustancialmente inferiores a las del año pasado, por su mayor disponibilidad nuclear y las existencias que ha acumulado (por encima del año pasado). Pero en China se espera un incremento de su demanda de GNL. Aunque también se ha preparado para un invierno muy frío, se estima que entre octubre y marzo demandará 43 millones de toneladas, lo que representa un aumento interanual del 6,5%.
Los buques metaneros están sufriendo esperas en su ruta desde EE. UU hacia Asia. Las demoras, de hasta 18 días, elevan los costes de los fletes y retrasan las cargas a los productores de EE. UU que venden en Asia. Esta situación eleva los precios asiáticos de GNL y, por tanto, aumenta la prima de los mercados europeos para atraer estos cargamentos. Una vez comience la temporada alta, con la entrada del invierno y el aumento de la demanda, podrían aumentar las demoras en el Canal de Panamá.
Situación del suministro de gas de Argelia a España
Tras la incertidumbre por el suministro de gas provocada por el cierre del gasoducto que atraviesa Marruecos, se ha confirmado que Argelia aumentará en un 25% el caudal de Medgaz, el gasoducto que une Argelia con Almería. Este hecho reduce el nerviosismo por una posible escasez de suministro y se suma al anuncio de Enagas de adjudicación de más franjas horarias de entrega de GNL adicionales para el próximo año, que se destinarán a cargamentos argelinos.
En cuanto a la incertidumbre de escasez de transporte marítimo internacional para llevar estas cargas, Sonatrach dispone de siete buques y los tiempos de viaje entre las plantas de Argelia y las terminales mediterráneas de Huelva, Cartagena, Sagunto y Barcelona se encuentran entre los más cortos del mundo para el mercado del GNL, por lo que el abastecimiento debería estar garantizado.
Mínimos históricos en el almacenamiento de gas europeo
En Europa, el regulador alemán ha suspendido temporalmente la tramitación de la autorización de entrada en funcionamiento del nuevo gaseoducto Nord Stream2. Nada más conocerse la noticia los mercados de gas europeos se dispararon un 20%. Es un jarro de agua fría para los mercados porque corta la única vía con la que contaba Europa para aumentar el suministro en los próximos meses, ante la escasez de GNL que provoca la fuerte demanda asiática.
No obstante, antes de conocerse esta noticia, los precios mayoristas de gas europeos ya venían registrando una subida durante los últimos días. Aunque Rusia está suministrando gas a Europa a través del gaseoducto Yamal, su aporte es un 20% inferior al del año pasado. A esta situación se suman la disputa política con Bielorrusia y el pronóstico de temperaturas frías. Todo ello aumenta los temores de escasez de suministro con un almacenamiento total del 72%, un 16% por debajo de la media de los últimos cinco años.
El precio del gas impacta en los principales mercados eléctricos europeos. En estos primeros días de noviembre, el POOL francés (187,02 €/MWh) se ha situado por encima del español.
La evolución meteorológica durante este invierno será determinante. Si fuera tan frío y largo como el del año pasado y se reproduce el mismo ritmo de inyección que entonces, haría falta utilizar las existencias estratégicas europeas. Pero si es similar al de 2019-2020, dejaría los inventarios europeos con un colchón muy cómodo e implicaría una menor demanda de GNL en primavera y verano para reponer los almacenes de cara al invierno del año que viene.
Fuente: Grupo ASE.
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