Muchas veces se olvida que los precios de los bienes industriales no energéticos, que pesan más de un 20% en el IPC, a pesar de denominarse “no energéticos” dependen en su evolución de precios en gran parte de la evolución de este sector en los mercados, no solo por la energía consumida en su fabricación, sino porque parte de la materia prima que utilizan son fibras artificiales derivadas del petróleo. Por eso sigue siendo tan importante analizar los precios de la energía. Recordemos que los precios del gas y la electricidad son más importantes para la inflación que el propio petróleo, que es el que se lleva más los titulares.
La semana que cerró el viernes día 3 de noviembre fue una semana de correcciones en el mercado del petróleo, de estabilidad en el mercado del gas natural y de caídas de precios de la electricidad en España.
Actualmente, el mercado del crudo se encuentra definido por una compleja combinación de factores fundamentales y geopolíticos que han incrementado la volatilidad, o lo que es lo mismo, que aumentan la incertidumbre sobre lo que pueda pasar. Por el lado de la oferta, los precios se apoyan en los recortes de producción que viene implementando la OPEP+ a lo largo del año, y que han sido clave para llevar los precios a cotas cercanas a los 100dólars por barrilo a finales de septiembre. Por el lado de la demanda, las dudas sobre el futuro del crecimiento especialmente en China siguen pesando a la baja y en este entorno, las noticias sobre la posibilidad de que escale el conflicto entre Israel y Hamas explican el aumento de la volatilidad, y una prima de riesgo de unos 4-5 dólares. Aparentemente, durante la semana pasada se afianzaron las expectativas de que esa escalada no se produzca. De esta forma el precio del mercado de futuros para el crudo Brent cayó de los 88,50 dólares por barril a los 84,9 de viernes 27 de octubre a viernes 3 de noviembre
Esta semana ha habido más factores fundamentales como el resurgir de la preocupación por la demanda de crudo, particularmente por los datos de reducción en la actividad manufacturera en China, el mayor importador de crudo.
Por su parte, el mercado del gas natural tuvo movimientos opuestos por regiones. Así, en EEUU el gas natural de referencia conocido como Henry Hub superó los 3,5 dólares por millón de British termal unit ($/MMBtu), cota no vista desde enero de este año. Mientras tanto, el precio del gas europeo cayó hasta los 13 $/MMBtu en Holanda; en España el Mibgas pasó de 13,2 a 11 $/MMBtu, mientras que el JKM, marcador asiático, se mantiene en los 18 $/MMBtu.
En EEUU el consumo residencial comercial de gas sufrió un fuerte aumento en respuesta a una caída de las temperaturas experimentada en buena parte del país, tirando al alza de la demanda total de calefacción e impulsando los precios del gas.
En Europa, las razones tras la caída semanal del precio han sido, por un lado, la continuidad de los fundamentales: inventarios llenos, recepciones de gas sin complicaciones y una demanda estacional sin despuntar. Además, la demanda para generación cayó por una fuerte entrada de energía eólica en el mix de generación eléctrica, en el que profundizaremos más adelante. Adicionalmente, la relajación del riesgo geopolítico derivado del conflicto entre Israel y Hamás lleva al mercado a descontar que el suministro de gas a Europa no se verá afectado. Por último, los niveles de exportación mundiales son actualmente sólidos, con nuevas licitaciones de suministro de Australia, Omán y Argelia.
Finalmente, el mercado eléctrico español ha experimentado una importante corrección esta semana, hecho explicado por el aumento de la generación eólica ante las tormentas que han atravesado España en los últimos días.
El precio del mercado eléctrico español cerró el viernes con una media semanal de 24,76 €/MWh (105 €/MWh por debajo de la misma semana del año pasado, y 50 €/MWh por debajo de la semana anterior). La fuerte generación eólica, a la que se ha unido un incremento de generación hidráulica gracias a las lluvias de la semana, continúa permitiendo reducir el uso del gas para la generación eléctrica, que ha sido el más bajo desde el mes de abril.
Durante la semana, el aumento de los vientos ha cambiado el sentido de los flujos internacionales de electricidad con nuestros vecinos: hemos pasado a importar de Portugal (las tormentas entraron por el oeste) para, al mismo tiempo, exportar a Francia. El viento, que en España permitió un 45% de cobertura de demanda eléctrica con eólica, en Portugal supuso el 102% de la demanda.
Por último, para no hablar solo de precios, hay que resaltar una noticia esta semana relacionada con la electricidad y las políticas del cambio climático. En Alemania, después de que en 2021 el gobierno alemán se comprometiese a adelantar el cierre de las centrales de carbón a 2030, esta semana el ministro de Finanzas (que ya estaba en 2021 en el gobierno) ha declarado que “hasta que no esté claro si la energía está disponible y es asequible, deberíamos poner fin al sueño de eliminar progresivamente la electricidad generada con carbón en 2030”. El ministro alegó que esa fecha no tiene ninguna utilidad para el clima, y que debería intensificarse la producción nacional de gas. Mientras tanto, en otro lugar de la galaxia, es decir en España, se propone prohibir los combustibles fósiles cuanto antes, y no solo en nuestro país. Esto es lo que permite la política de la unión europea, generar diferencias brutales de políticas nacionales.
Por eso ha sido muy importante que se haya alcanzado un acuerdo europeo sobre el mercado único de la electricidad; porque se pone de manifiesto que, en el fondo, cada país hace lo que considera y se visualiza que las decisiones de un mercado único europeo de la electricidad no llevan ni a las mismas políticas climáticas, ni energéticas ni de reducción de emisiones de CO2. Pero bueno, al menos dicen que el mercado es único.
