Entre finales de octubre y principios de noviembre, el gas TTF superó los 100 €/MWh y varios mercados eléctricos europeos registraron precios no vistos desde 2022. Aunque el gas ha retrocedido en los últimos días, ante las expectativas de un acuerdo con Irán tras las elecciones en Estados Unidos, las restricciones al GNL en el estrecho de Ormuz y unas reservas europeas bajas anticipan un invierno en el que la volatilidad y la gestión de riesgos serán determinantes
Los precios del gas impulsan nuevos máximos en los mercados eléctricos
El precio del gas TTF en el mercado spot, referencia del mercado europeo, alcanzó los 104,60 €/MWh el 31 de octubre y el 1 de noviembre, el valor más alto desde diciembre de 2022. Se mantuvo por encima de los 100 €/MWh hasta el 2 de noviembre y después descendió hasta los 88,52 €/MWh el 5 de noviembre. El día 6 de noviembre, el precio ascendió de nuevo hasta 89,74 €/MWh.
La subida se trasladó a los mercados eléctricos europeos. El 29 de octubre, el mercado alemán registró un precio medio diario de 314,85 €/MWh y el neerlandés de 311,53 €/MWh, los más altos desde diciembre de 2024. Ese mismo día, Bélgica alcanzó los 296,46 €/MWh, mientras que Francia alcanzó los 278,29 €/MWh el 6 de noviembre. Estos fueron sus precios más elevados desde diciembre de 2022. En Italia, el precio llegó a 282,30 €/MWh el 2 de noviembre, también el más alto desde diciembre de 2022. El 4 de noviembre, el mercado MIBEL registró 246,01 €/MWh en España y 257,55 €/MWh en Portugal, los valores más elevados desde abril de 2022.
Estos episodios muestran el peso que mantiene el gas natural en la formación de los precios de la electricidad cuando los ciclos combinados son necesarios para cubrir la demanda. La producción renovable y la disponibilidad de otras tecnologías amortiguan esta influencia, pero no eliminan la exposición a las tensiones del mercado gasista internacional.
Ormuz y unas reservas europeas bajas condicionan el invierno
El conflicto en Oriente Medio mantiene restringido el tráfico de GNL por el estrecho de Ormuz, por donde antes de la guerra pasaba alrededor de una quinta parte del comercio mundial de este combustible. La reducción de la oferta disponible ha intensificado la competencia por los cargamentos alternativos.
Esta situación coincidió con los meses en los que Europa debía reponer sus reservas. El precio medio mensual del gas TTF pasó de 53,29 €/MWh en julio a 61,54 €/MWh en agosto, 75,50 €/MWh en septiembre y 85,83 €/MWh en octubre. Además, las reservas de gas de la Unión Europea habían terminado el invierno anterior en el 28% de su capacidad.
Actualmente, las reservas de gas se sitúan en torno al 74%, aproximadamente 20 puntos porcentuales por debajo de la media registrada para esta época del año desde 2019. Europa afronta así la temporada de calefacción con menos margen de maniobra. Si coinciden episodios de frío, menor producción renovable y nuevas restricciones al suministro, los precios del gas y de la electricidad podrían registrar repuntes adicionales. Tampoco se pueden descartar otras incidencias, como problemas de disponibilidad en el parque nuclear francés tales como el episodio ocurrido en el otoño de 2016, cuando la autoridad de seguridad nuclear francesa ordenó revisar los generadores de vapor de 18 reactores y varias paradas tuvieron que adelantarse. No obstante, la situación actual es diferente a la de 2022. Europa cuenta hoy con una mayor diversificación de proveedores, más capacidad de importación de GNL y una menor demanda de gas, factores que refuerzan la seguridad de suministro, aunque no impiden reacciones bruscas de los precios ante acontecimientos imprevistos.
Por otra parte, de momento, no se ve una salida rápida a la crisis de Ormuz. Las negociaciones entre Estados Unidos e Irán, con Catar como mediador, siguen sin acuerdo, y QatarEnergy ha ampliado la fuerza mayor sobre sus entregas de GNL al menos hasta finales de diciembre. Aunque se llegara a un acuerdo, el tráfico marítimo tardaría meses en normalizarse. La guerra de Ucrania también continúa, y las conversaciones de paz previstas para la próxima semana parten de posiciones muy alejadas. Con ambos conflictos enquistados, es poco probable que los precios bajen de forma importante y sostenida en los próximos meses. La bajada de los primeros días de noviembre responde más a las expectativas del mercado que a una mejora real del suministro.
Las coberturas cobran protagonismo en un mercado expuesto a la incertidumbre
Para la industria electrointensiva, las comercializadoras y los productores, esta volatilidad es un riesgo que afecta directamente a los costes, los ingresos y la rentabilidad de las inversiones. Los contratos a plazo, los PPA y otros instrumentos de gestión de riesgos permiten reducir la exposición a los movimientos del mercado y aportan estabilidad financiera.
La preparación para el invierno no puede basarse únicamente en un escenario central de precios. Es necesario analizar situaciones de estrés, cuantificar su impacto económico y disponer de coberturas adecuadas para afrontarlas.
Previsiones y escenarios para decidir en un invierno volátil
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