Por primera vez, durante 2022, el mercado español organizado del gas (MIBGAS) se encuentra en un nivel más barato que el mercado europeo de referencia. Es decir que el TTF holandés. Según la CNMC, la causa está en la menor dependencia española del gas ruso. Durante 2021, el MIBGAS se situó en una media anual de 1,19 €/MWh por encima del TTF.
Tras la pandemia, con precios de gas muy bajos, la recuperación económica impulsó la demanda y el precio del gas en los mercados internacionales.
Sin embargo, a partir de octubre de 2021, varios factores comenzaron a tensionar los mercados del gas internacionales: el bajo nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos en Europa; la limitación de las entradas de gas ruso a las cantidades contratadas a largo plazo; la incertidumbre geopolítica por las tensiones entre Rusia y Ucrania; y el retraso en la certificación y puesta en marcha del gasoducto NordStream 2.
Así, los precios del gas marcaron máximos históricos en España en el invierno de 2021-2022 (183 €/MWh el 21 de diciembre de 2021). Las causas, explica la CNMC; la incertidumbre del suministro ruso y la fuerte competencia por los cargamentos spot de GNL a nivel mundial.
En promedio anual, el precio del producto D+1 en MIBGAS fue de 47 €/MWh. Esto supone un incremento de 37 €/MWh en relación con el precio promedio de 2020 (10,25 €/MWh, el más bajo de toda la serie histórica). Es decir, hubo un aumento en el precio medio anual superior al 300%.
En el caso de España, desde el 1 de noviembre de 2021 se dejó de importar gas argelino por la interconexión de Tarifa. No obstante, se amplió la capacidad del gasoducto Medgaz en un 25% (de 8 a 10 bcm), que entró en funcionamiento en los primeros meses de 2022.
Funcionamiento del MIBGAS
El mercado organizado de gas en España, operado por la sociedad MIBGAS, cumplió en 2021 su sexto año de funcionamiento. En 2021, el volumen total negociado en MIBGAS fue de 68.793 GWh, aproximadamente al 18% de la demanda nacional de gas (11% en 2020).
El volumen de negociación aumentó un 72,9% respecto al volumen de negociación del año 2020 (39.780 GWh). Así, se recuperó la tendencia de crecimiento existente antes de la pandemia del coronavirus.
En el contexto europeo, el mayor crecimiento se produjo en el mercado holandés TTF, que incrementó su liderazgo sobre el resto de los mercados europeos. Por el contrario, la negociación en el NBP inglés continuó disminuyendo por sexto año consecutivo, penalizado por el Brexit. Por su parte, el mercado español continuó progresando y superó el mercado de Zeebrugge (Bélgica).
Evolución del mercado
Desde su inicio, el mercado ha ido creciendo en volumen y en número de participantes, alcanzando los 169 agentes registrados, 25 agentes más respecto a 2020.
Las cuotas de mercado en MIBGAS y en el mercado OTC están muy repartidas, sin que el principal operador supere el 10% del volumen de transacciones. Cada vez es mayor la presencia de empresas de trading internacional, que venden o compran gas en el hub español, sin suministrar a consumidores.
En 2021, Repsol se incorporó como creador de mercado obligatorio, junto con Naturgy y Endesa. Fue consecuencia de haberse convertido en operador dominante (con una cuota de mercado de gas superior al 10%).
Otro aspecto relevante es que el 16 de marzo de 2021 MIBGAS Derivatives inició la negociación en el mercado portugués de gas, incluyendo: los productos intradiario, diario y fin de semana, con entrega en el punto virtual portugués.
Mercado español de GNL
Por otra parte, desde abril de 2020 funciona en España el nuevo modelo de tanque de GNL virtual. Con él se negocian todas las transacciones de las plantas en un único punto.
El tanque virtual ha generado un aumento de la negociación bilateral (OTC) de GNL del 48,32%. Eso supone 2,6 veces el total del volumen anual descargado en plantas.
En consecuencia, España se refuerza como mercado de referencia del GNL europeo. Según señala la CNMC: “habría que consolidar también la negociación de los productos de GNL en el mercado organizado”.
Sin embargo, la negociación de los mercados a plazo de gas se ha visto afectada por: la volatilidad de los precios y la necesidad de aportar altas garantías por parte de los agentes. La liquidez del mercado de futuros de gas español se encuentra muy alejada de la del resto de mercados europeos. Está en una fase inicial de implantación, con menos agentes registrados que el mercado spot.
