Los mercados eléctricos europeos atraviesan episodios de volatilidad creciente debido a la combinación de una elevada penetración de renovables variables y tensiones geopolíticas que afectan al suministro de gas. Según datos de Montel Analytics, en mercados como Países Bajos, Dinamarca, Alemania y Bélgica los precios mayoristas pueden variar en cientos de euros por MWh en pocas horas. El 4 de marzo, por ejemplo, el precio day-ahead en Dinamarca pasó de 26 €/MWh a las 14:00 a casi 430 €/MWh a las 17:45, mientras que en Países Bajos subió de 24 €/MWh a 450 €/MWh en menos de cuatro horas.
Esta dinámica está vinculada al rápido crecimiento de la energía solar (la UE contaba con 406 GW instalados a finales del año pasado y en junio fue por primera vez la mayor fuente de generación del bloque) y al menor despliegue de almacenamiento (según S&P Global Commodity Insights, el verano pasado se registraron 2.821 horas con precios negativos en diez mercados europeos, incluidos Reino Unido y Alemania), pero la volatilidad reciente también refleja el impacto geopolítico sobre el gas.
Los ataques en Oriente Medio y las restricciones en el estrecho de Ormuz han tensionado el mercado global de GNL, impulsando el índice europeo Title Transfer Facility (TTF) un 36% respecto a los niveles previos al fin de semana, con picos cercanos al 52%, y posteriormente hasta unos 57 €/MWh tras otro repunte del 28%. Este encarecimiento se traslada directamente al mercado eléctrico por el sistema marginalista.
El impacto varía según el peso del gas en cada mix eléctrico: 41% de la generación en Italia, 35% en Reino Unido, 17% en España, 13% en Alemania y alrededor del 3% en Francia. En consecuencia, los contratos eléctricos a corto plazo subieron 19,5% en Reino Unido, 13,5% en Italia y 7,4% en Alemania, mientras que Francia llegó a registrar inicialmente caídas. Posteriormente, con nuevas subidas del gas, los contratos mensuales aumentaron cerca del 31% en Alemania y del 20% en Italia.
La agencia Fitch Ratings advierte de que esta volatilidad podría persistir a corto y medio plazo. Los períodos de baja producción renovable combinados con el aumento de la demanda por calefacción intensifican la subida de precios. El conflicto ha llevado el TTF a alrededor de 50 €/MWh, cerca de un 50% por encima del promedio de enero-febrero, impulsando los precios baseload hasta 150-160 €/MWh en Italia y Alemania, aproximadamente un 45% más que en febrero. Fitch considera probable que la crisis dure menos de un mes y no comprometa el suministro europeo debido al peso del GNL estadounidense y de los gasoductos, aunque un conflicto prolongado podría tensionar el mercado en plena reposición de reservas.
En paralelo, los gobiernos europeos estudian reformas del mercado eléctrico, incluidos ajustes al EU Emissions Trading System. El Gobierno italiano ha aprobado un decreto energético que incluye medidas para eliminar el coste del ETS para las centrales de gas cuando licitan para la producción, con el fin de reducir el precio de la electricidad. Esta medida está sujeta a la aprobación de la UE.
Desde Rystad Energy consideran, no obstante, que el impacto podría ser limitado: pese al repunte del TTF del 2 de marzo, prevén que la producción de GNL de Catar se restablezca en cuestión de semanas y no de meses, dada su importancia en el comercio global de gas. “La escalada de tensión en Oriente Medio ha afectado el suministro mundial de gas, pero no estamos en 2022”, explican.
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