La espiral alcista del gas amenaza con mantener cara la electricidad

Los precios del gas seguirán calentando la factura eléctrica. La escalada espectacular de su cotización en los últimos meses es la principal responsable de los máximos que está marcando la luz en el mercado mayorista, que tras pulverizar varias veces sus récord alcanzó el pasado jueves su mayor media diaria registrada hasta la fecha: 140,23 euros el megavatio hora (MWh). La mala noticia es que la presión no va a aflojar. Los mercados del gas amenazan con continuar tensionados por lo menos hasta la primavera de 2022, y junto con la espiral alcista en la que se han instalado los derechos de emisión de CO₂ vislumbran nuevas tormentas en lo que queda de año.

Parecía difícil que en pleno verano se repitieran situaciones como la causada por la tormenta Filomena, que en enero disparó los precios en el mercado mayorista de la electricidad. Pero desde entonces los vientos de borrasca se han multiplicado. Al rápido despertar de la demanda tras la pandemia, con el gigante chino a la cabeza, se ha sumado una carrera generalizada por llenar los depósitos de gas, que están en sus niveles más bajos en una década para estas fechas tras sortear un invierno muy duro sobre todo en Asia. A ello se añaden otros factores, como la pelea internacional por la puesta en marcha del Nord Stream 2 desde Rusia ―el principal proveedor de gas de la UE, que a su vez no ha llenado sus reservas―, la reducción del suministro desde Noruega o el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) de EE UU. Y, como telón de fondo, están los cada vez más ambiciosos objetivos climáticos. Un cóctel que genera tensiones inflacionistas y se está convirtiendo en una losa cada vez más pesada para familias, comercios e industria.

Esta tormenta perfecta ha llevado el precio medio del gas en el Mercado Ibérico (Mibgas) a situarse en los 44,21 euros por MWh en agosto, unas cinco veces más que hace un año. Estas cotizaciones repercuten en los precios de la electricidad generada a través de las centrales de ciclo combinado, que en los últimos días y ante la escasa participación de renovables han fijado varias veces el precio horario en el mercado mayorista. Para ponerlo en contexto, producir 1 MWh de electricidad con esta tecnología necesita 2 MWh de gas. “Y eso es con un ciclo combinado de tecnología reciente. Si llegan a entrar los más antiguos, menos eficientes, veremos precios punta aún más altos”, alerta Carlos Martín, de la empresa de consultoría energética Enerjoin.

España no es un caso aislado. La electricidad está en máximos en las principales plazas europeas, sobre todo en los países con escasas interconexiones con el resto del continente: España y Portugal ―que conforman el mercado ibérico―, junto a Italia y el Reino Unido, casi cada día se disputan el peldaño más alto del podio de las grandes economías europeas con la electricidad más cara y reflejan las turbulencias en el sector gasista. El Title Transfer Facility (TTF), hub [centro de operaciones] de referencia del gas en Europa, estaba en 14 euros el MWh hace un año; este viernes rozó los 52 euros. Y los mercados de futuros marcan precios por encima de los 50 euros hasta el primer trimestre del 2022, cayendo hasta los 30 euros solo a partir de marzo.

“El Nord Stream 2 no arranca; Argelia y Marruecos han roto relaciones diplomáticas y es un problema para España, porque tiene que renovar el contrato del suministro que llega desde Argelia pasando por Marruecos; EE UU está teniendo problemas con el GNL por las tormentas y los buques van donde les ofrecen más”, enumera Martín. “Si el invierno es suave, puede que la demanda de gas se contenga. Si es duro, existe el riesgo de que no sea solo una cuestión de precios, sino que haya problemas de suministro. El almacenamiento total de gas en España está ahora en el 72%, y en el 68% en la UE, cuando el año pasado por las mismas fechas estaban en el 91%, que es el nivel ideal de cara al otoño”.

Objetivos climáticos

Juan Ignacio Crespo, analista financiero, matiza que venimos de un 2020 con los precios del gas hundidos. “Y no solo por la pandemia. Todas las materias primas en la última década han tenido una tendencia decreciente. Ahora la economía está teniendo una reacción expansiva y parece además que está cambiando el ciclo: muchas materias primas ya están en los niveles de 2011”, puntualiza. “A ello se añaden los problemas con Rusia, una demanda especialmente fuerte de China y los objetivos climáticos para 2050″.

Europa ha decidido pisar el acelerador para que en 2030 las emisiones de carbono estén un 55% por debajo de las de 1990 y en 2050 se logre la neutralidad climática. La nueva Administración de Joe Biden en EE UU también ha vuelto a apostar por el clima y China, el principal emisor del mundo de gases de efecto invernadero, se ha marcado 2060 como fecha para alcanzar las emisiones cero. Pero mientras que las fuentes renovables no logren cubrir la demanda, se seguirá necesitando el gas que respalde el sistema. “Produce menos emisiones que el petróleo, pero nos mete en una contradicción: nadie quiere invertir en nuevos pozos cuando sabe que esta materia prima tiene una fecha de caducidad”, añade Crespo.

En este escenario se han disparado los precios de los derechos de emisión de CO₂ en el mercado europeo ―unas especies de títulos que dan el permiso para contaminar―, que ya han roto la barrera de los 60 euros, el doble que el año pasado, frente a la decisión de la UE de acelerar su retirada. Y la previsión es que sigan subiendo. De acuerdo con un reciente informe del Banco de España, cerca de la mitad del encarecimiento de la electricidad en España se explica por los elevados precios del gas, pero un 20% se debe al repunte de los derechos de emisión de CO₂, que se traslada a los costes de generación de energía.

Natalia Fabra, catedrática de economía en la Universidad Carlos III, defiende que los precios de los derechos de emisión de CO₂ estén elevados para impulsar la descarbonización, pero reconoce que las tensiones en los mercados están generando múltiples paradojas. Por ejemplo, que quemar carbón sea más barato, aunque más contaminante, que emplear gas. “El verdadero problema es que el coste de los derechos de emisión se incorpore a la retribución de las tecnologías de generación eléctrica no emisoras”, apunta, “y aunque no se habla de ello, las centrales de ciclo combinado también están ofertando a su coste de oportunidad. Tienen contratos de compra de gas a largo plazo a precios muy inferiores de los actuales, pero venden su electricidad como si lo compraran al precio spot [del mercado] actual, que es el que obtendrían si no quemaran el gas y lo ofertaran en el mercado de gas”.

Las reglas para fijar los precios de la electricidad en el mercado mayorista ―diseñadas por la UE― prevén que todas las centrales se retribuyan al precio que marca la última tecnología que entra para cubrir la demanda, que es la más cara. Esto genera los llamados beneficios caídos del cielo para plantas amortizadas con bajos costes de producción, en particular la nuclear y la hidroeléctrica, que el Gobierno prevé mitigar con la aprobación de un proyecto de ley para cuya entrada en vigor, sin embargo, habrá que esperar.

“Me cuesta pensar que los precios de la electricidad puedan seguir subiendo más, pero creo que el invierno puede ser duro”, admite Fabra. “El problema es que no nos podemos permitir un 2021 o un 2022 así. Es un tiempo histórico corto, pero un tiempo vital larguísimo”.