Fuente: El Economista
España y Europa se están encontrando ante una situación inesperada. Los precios de la electricidad se han más que duplicado a medida que el viento ha dejado de soplar y las temperaturas han caído de forma crítica. A pesar de que el país ibérico está muy lejos de los máximos que han llegado a tocar países como Alemania, con 1.000 euros por megavatio hora. La realidad es que los precios se han más que duplicado de los 68 euros por megavatio en el mes de octubre (de media mensual) a cerca de 143 euros de este viernes, según los datos de OMIE.
Más allá de los precios, el parón que ha supuesto el viento ha provocado un agresivo cambio de dinámicas en todo el viejo continente y en el país ibérico. España y el resto de países se han lanzado con todo a comprar gas a toda velocidad para sobreponerse a la caída del viento. Según los últimos datos de Enagás la demanda eólica se ha desmoronado un 31% y la hidráulica un 23%. Esto es muy relevante dado que la energía que viene de los aerogeneradores representó por estas fechas en 2023 cerca del 34% de todo el consumo para generación eléctrica, mientras que la hidráulica solo un 19%.
A pesar de que la cogeneración ha aumentado y la solar también, el factor diferencia ha sido el gas natural que ya en noviembre sumaba 1,4 teravatios hora al sistema eléctrico español extra respecto al año pasado. Para entender las dimensiones de estas cifras, se trata de un incremento de más del 52,9%, que es literalmente idéntico a lo que ha aumentado los saldos internacionales. De hecho, si bien hace un año 0,9 teravatios fluían desde España hacia el exterior ahora solo lo hacen 0,4.
España es un punto clave y neurálgico del sistema energético europeo pues tiene la mayor potencia regasificadora del continente gracias a sus siete plantas distribuidas por toda la costa del país. De hecho, la potencia regasificadora de España supone el 30% de toda la de la UE. En resumen, los buques de GNL (gas natural licuado) llegan a los puertos de Algeciras, Bilbao o Valencia, son regasificados en España y exportados al exterior a través de los Pirineos. Una fuente de ingresos que estaría ya sufriendo, tal y como reflejan estos datos de noviembre.
Sin embargo, las últimas previsiones del arranque de diciembre van incluso más allá. Ya no es solo que España habría recortado a la mitad sus envíos al extranjero de energía, sino que se habría invertido el proceso. El último informe de S&P Global comenta que España se ha convertido en diciembre en importador neto de gas con Francia debido a la alta demanda y una enorme disrupción en el mercado gasista.
Según la agencia, la primera semana “las exportaciones francesas a través de los Pirineos se cuadriplican en lo que va de mes. Las exportaciones netas de Francia a través de la cuenca de los Pirineos a España promediaron 5,84 millones de metros cúbicos diarios. El mercado (español) ahora depende de las importaciones de los Pirineos y de las retiradas de su propio almacenaje. La regasificación no valía la pena dadas las circunstancias”. Esto se ha notado en las reservas de España, que están, según los datos de Agregated Gas Storage Inventory, al 89% cuando a estas alturas el año pasado superaron ampliamente el estos registros al situarse en el 94%. En el conjunto de Europa la situación es aún peor, con las reservas cayendo ya hasta el 80%.
El principal culpable de esta situación es el desplome de generación y suministro de otros países, en particular de Reino Unido y de Italia. Estos dos países se han encontrado con una caída similar en su generación eólica, pero la capacidad de almacenaje es mucho menor que la española. Esta situación ha hecho que los precios suban con más fuerza y que acudan al mercado para abastecerse de forma más agresiva que el país ibérico. En consecuencia, los barcos de países como EEUU o Catar han acudido en masa a Londres y Roma buscando mayores rentabilidades. Desde S&P Global remarcan que el contrato español cotizaba con un descuento de 42 céntimos respecto a Reino Unido. “Están haciendo ofertas más altas que el resto del noroeste porque necesitan el gas y el GNL”, dijo S&P Global “Tienen poca capacidad de almacenamiento, por lo que necesitan pagar más por el GNL”.
La ‘calma oscura’
El principal factor que ha cambiado todo el tablero energético ha sido el dunkelflaute, también conocido como la ‘calma oscura’. Un fenómeno utilizado en el sector de las renovables que describe “un periodo en el que no se puede generar prácticamente energía eólica o solar porque no hay viento ni luz solar”. A nivel meteorológico el nombre más correcto es la “penumbra anticiclónica”. Se ha cebado especialmente con el norte y el centro de Europa, en particular con Alemania, sin embargo, el eco de Berlín, Londres, Copenhague o Bruselas se extiende por todo el continente y por todo el mercado energético mundial llegando a España.
“Todo este problema empezó el 2 de noviembre con el dunkeflaute, que ha llevado la producción alemana a mínimos de dos años”. En España también se está dando este fenómeno “desatando que las reservas de gas caigan a pasos agigantados“. La alta demanda ha generado que “la propia materia prima cotiza en máximos de 2022” y, por lo tanto, al necesitar incluirla en el pool eléctrico dispare los precios, en el caso de España más que duplicándolos. En el caso de España, además, el desplome eólico ha pillado “con dos centrales nucleares paradas”. Por mantenimiento Ascó I y Ascó II han tenido paradas en este momento tan crítico.
“La participación de las plantas de gas en el pool energético está en máximos de febrero de 2023”. En ese sentido, “los precios del gas seguirán altos mientras siga este proceso”. Para entender el impacto de la materia prima en los precios, se estima que cada euro de gas incrementa el precio del megavatio en 2,5 euros. En resumen, mientras dure el dunkeflaute da por hecho que los precios seguirán por encima de los 100 euros el megavatio. En ese sentido las conclusiones el último estudio realizado por Países Bajos en 2021 no son especialmente buenas, dado que dan por hecho que este fenómeno se extiende de media entre noviembre y enero, incluido. Por lo tanto, la gran “calma oscura”, no se detendría hasta entrado febrero. Sin embargo, se cree que “si hay un invierno más cálido y se diluye (el fenómeno meteorológico) vemos el precio cayendo hasta los 35 euros.
Hay que destacar que el auge de los precios no es solo cuestión de una caída de la producción eólica. El último informe de Oxford Energy explica que el dunkeflaute se ha producido justo en un momento crítico por otros motivos. “La producción interna de gas en Reino Unido y Europa ha caído y , las importaciones por gasoductos desde Noruega, el norte de África y Azerbaiyán están casi al límite”. Además esto se mezcla con el gas ruso que viene a Europa por el gasoducto que pasa por Ucrania, el último en pie, detendrá los envíos, algo que “generará un déficit en toda la región que tendrá que ser cubierto con GNL y, dado que se trata de saldos mundiales ajustados de este producto, habrá que pagar una prima adicional que se dará justo en los peores meses (invierno)”.
En ese sentido, Oxford Energy comenta que esto ha ocurrido justo en un momento en el que “unas temperaturas mucho más frías han disparado la demanda de calefacción y energía”. Según los expertos de la firma, se han sucedido dos años de “inviernos templados en Europa” y ahora, “la temporada será más fría a medida que La Niña se afiance, trayendo consigo condiciones más frías, húmedas y tormentosas en las principales zonas de demanda de gas del continente”. Esta mayor demanda “exacerbada” se ha mezclado con una necesidad inesperada de cubrir la intermitencia de las energías renovables”.