Fuente: El Economista
España ha pisado el acelerador para evitar una crisis energética grave. La situación tanto en electricidad como en gas natural ha estado al límite la pasada semana y, según los expertos consultados, se podría haber producido un grave problema de suministro si la actuación de Red Eléctrica y Enagás no hubiese sido tan rápida para tratar de resolver las tensiones existentes.
Por suerte, la capacidad de generación nuclear y el carbón seguían disponibles en nuestro país y han servido, junto con otras tecnologías como la eólica -cuyo peso iba bajando por el temporal- y la hidráulica para hacer frente a una demanda eléctrica que se acercó a su máximo histórico de 45.540 MW (17 de diciembre de 2007). El 8 de enero se llegó a los 42.225 MW a las 14.05 horas con 835 GWh de consumo.
En este escenario de estrés, el mercado mayorista -que fija como precio de casación el de la tecnología más cara- registró su máximo histórico al marcar los 94,99 euros, lo que suponía un incremento del 123% respecto a los niveles marcados apenas una semana antes y el triple de la media registrada en 2020 aunque ahora, tras las medidas adoptadas por Enagás para resolver la escasez de este hidrocarburo, han comenzando a suavizarse.
Ayer los gasoductos españoles funcionaron a su máxima capacidad para poder dar cabida a la fuerte entrada de gas desde las interconexiones internacionales al tiempo que el consumo convencional seguía creciendo por la entrada de un anticiclón que provocará una fuerte caída de las temperaturas hasta el próximo 14 de enero.
Cuatro máximos históricos
Según los datos de Enagás, ayer se registró un nuevo máximo históricos de demanda convencional superando los 1.313,59 GWh consumidos, lo que supondrá que en apenas una semana se han batido tres récords de consumo sin contabilizar el gas que utilizan las eléctricas para la generación y la previsión es que hoy se pueda volver a batir este nivel alcanzando el cuarto máximo en menos de una semana. Pero, ¿dónde surge el problema que ha provocado esta escalada de precios tanto en la luz como en el gas?
Por un lado, Argelia redujo durante la primera semana de enero sus exportaciones a Europa (tanto a España como a Italia) por un problema en una planta -del que no se conocen detalles- y que una vez resuelto ha permitido recuperar las capacidades de los dos gasoductos que provienen de los yacimientos del corazón del Sahara: el Pedro Durán Farrell que entra por Tarifa o el Medgaz que entra por Almería.
Ambos tubos se estima que tienen una capacidad de 500 GWh/d y han sufrido a lo largo de la pasada semana cortes de más del 50%, lo que afectaba principalmente a los agentes con contratos a largo plazo (principalmente Naturgy y Cepsa).
Para contrarrestar esta situación, los agentes comercializadores incrementaron en la medida de lo posible las importaciones de gas desde Francia (75 GWh/d), llevando la capacidad de este enlace hasta el 100% y recordando así la necesidad de incrementar las interconexiones gasistas con el resto de Europa, tal y como marcan las directivas y que hoy se incumple sin que la Comisión Europea tome cartas en el asunto.
A este aumento de la compra de gas a Francia, que por sí solo no era capaz de abastecer al mercado, se unió un aumentó de los niveles de regasificación (400 GWh/d), lo que provocó una reducción drástica del stock de dichas plantas hasta niveles mínimos.
Es justo en este extremo donde cobra importancia la situación vivida el 4 de enero. Un buque metanero comunicó su desvío de la planta de regasificación de Bilbao para el 7 de enero sin el preaviso necesario de 72 horas lo que unido a los problemas de la interconexión con Argelia pusieron en jaque al sistema gasista.
Esta situación provocó una escalada de precios en el mercado de gas español, subiendo la cotización hasta los 60 euros/MWhg, cuando los hubs europeos seguían en 20 euros/MWhg, con un suministro estable desde Rusia y Noruega y llevó el precio del gas natural en Mibgas a marcar su máximo histórico en los 51,55 euros/MWh para el 8 de enero.
Medidas de urgencia
Ante esta situación, Enagás tuvo que adoptar una medida de urgencia, prevista dentro del plan invernal, de liberar un día y medio de reservas para hacer frente a la demanda y quedan todavía dos días por si la ola de frío se recrudeciera a mediados de enero o llegara otra.
El gestor técnico del sistema decidió también acelerar la llegada de un buque metanero prevista para dentro de 15 días a la planta de Barcelona o la llegada este pasado domingo a Cartagena de otro buque de menor tamaño. De hecho, incluso se readaptaron las descargas para introducir una mayor capacidad del gas en la red de transporte.
Para lograrlo se desvió un buque cuya entrada estaba prevista para la planta de Reganosa (A Coruña) hacia la de Bilbao, que cuenta con una mayor capacidad de evacuación de gas, y se reprogramó una descarga posterior para Reganosa en compensación.
Otro barco que había previsto para la planta de Sagunto en la planificación de finales de diciembre también se desvió aunque en este caso si que se cumplieron los requerimientos de preavisos necesarios.
Según indican fuentes del sector consultadas por este diario, las comercializadoras de gas están buscando ahora nuevos buques para poder suplir la llegada prevista para finales de enero con la intención de no tener problemas si el frío se prolonga o la demanda no amaina.
Para entender la evolución que ha experimentado el suministro de gas y por qué hemos vivido esta situación es importante recordar que Argelia había perdido peso en el suministro a nuestro país.
El año pasado la llegada de gas natural licuado pasó a representar el 64%, frente al 36% de las importaciones a través de gasoductos desde el norte de África. Apenas un año antes el reparto situaba la dependencia de los gasoductos argelinos en el 56%, frente al 44% de la entrada de GNL.
A lo largo del año pasado, el GNL de Estados Unidos y Rusia fue capaz de reducir la entrada de gas natural desde Argelia por unos mejores precios. Concretamente, según los datos de la Corporación de Reservas Estratégicas, hasta octubre un 17% del gas llegó desde EEUU y un 10% desde Rusia, mientras que la tradicional cuota de mercado de Argelia -que habitualmente rondaba entre el 40%-50%- se quedó en apenas el 28%.
La tensión en el mercado gasista además se estaba produciendo desde finales de diciembre, tal y como ya adelantó elEconomista.
El mercado holandés TTF, que supone el precio de referencia en Europa, se situaba a finales de diciembre en los 6 dólares/ Mbtu frente al JKM -de referencia en Asia- que marcaba los 12 dólares/ Mbtu antes de las llegadas de las olas de frío.
Este fuerte diferencial de precios provocó importantes movimientos en el mercado gasista español, ya que los comercializadores de gas pudieron aprovechar estos niveles elevados de precios y desviar barcos previstos para su descarga en las regasificadoras españolas hacia el mercado asiático.
Según fuentes consultadas por este diario, es habitual la reprogramación de los buques, pero la llegada de gasa España se había reducido por el menor consumo provocado por el Covid.
La previsión de descargas de GNL en noviembre en España hecha el pasado septiembre era de 3.174.800 m3, pero finalmente apenas se descargaron 2.278.900 m3, lo que supone una diferencia de 5,8 TWh.
Según los datos de Enagás, la demanda total de gas en 2020 ascendió a 343.655 GWh, lo que supone un 10,4% menos que en el mismo periodo del año anterior. Concretamente, el mayor retroceso se produjo en la demanda del sector eléctrico, ya que la caída del consumo provocada por el coronavirus y la mayor producción de las energías renovables, hicieron retroceder este consumo un 21,5%, hasta los 85.480 GWh. Las renovables, por contra, alcanzaron en 2020 una cuota en el mix eléctrico del 43% y han permitido que el mercado mayorista pueda registrar su menor precio histórico, pese a los resultados que están mostrando estos días.
Entretanto, los ciclos combinados siguen esperando la aparición de un sistema de pagos por capacidad que les permita garantizar su capacidad para seguir operando y que podría llegar este año, lo que provoca que los precios que presentan al pool cada vez que tienen que arrancar sean superiores.
El carbón, clave
Y luego está el carbón, que ha tenido un papel clave para resolver los problemas de demanda e incluso suavizar los precios y la cogeneración que logró una cuota importante de suministro (ver gráfico).
Las centrales que todavía estaban en operación han podido entrar a producir con cantidades significativas e incluso agotar las reservas de materia prima que quedaban en algunas de ellas.
Los precios del mercado mayorista se mantienen estos días en niveles altos aunque por debajo del máximo alcanzado de 94,99 euros/MWh, lo que provocará un aumento en los recibos de la electricidad de este mes, pero atentos porque las tensiones siguen presentes en el mercado y, aunque lo peor parece haber pasado, los riesgos persisten.
El invierno pasado Enagás tuvo que realizar 65 acciones de balance de gas. La mayor parte, 41, fueron de venta, y 24 de compra. En los 11 días que llevamos de año, el gestor técnico del sistema ha tenido que realizar ya ocho actuaciones de balance: seis de venta y dos de compra. Ayer Enagás realizó una acción de venta de capacidad para que los operadores pudieran resolver los problemas de desbalances, la igual que el 1 de enero, que se produce un nivel de demanda muy bajo, y el resto han sido obviamente operaciones de compra para ajustar la capacidad de operación de la red troncal de transporte de gas.
La borrasca Filomena, que ha inundado el centro peninsular de nieve, ha provocado el mayor incremento de demanda de gas registrado en la historia y un fuerte crecimiento de la eléctrica. El sector gasista ha vivido la tormenta perfecta y la correlación que todavía existe con el eléctrico se la ha trasladado.