El volumen negociado en los mercados de gas europeos aumentó en 2021 por cuarto año consecutivo, en esta ocasión un 5 %, impulsado por el mercado holandés (TTF), el de mayor tamaño-, y en un contexto de mayor demanda, precios a niveles históricos y gran volatilidad, que redujo la liquidez en los mercados a plazo de electricidad.
En 2021 el incremento de la liquidez se concentró básicamente en el gas, origen del aumento en los precios y en las volatilidades, según el boletín anual de seguimiento del mercado a plazo de gas, que ha publicado la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y que analiza la evolución de la negociación y de las cotizaciones del mercado del gas en 2021.
Por lo que se refieren al volumen negociado en los mercados de gas de contratos de compraventa en el hub español -el Punto Virtual de Balance (PVB) español-, el informe refleja que se negociaron 440,4 teravatios hora (TWh) en 2021, un 11,5 % más que en 2020 (año de la pandemia) y un 10,7 % más que en 2019.
Así, durante el año pasado se negoció en los mercados el 116,4 % de la demanda total de gas natural, un porcentaje que en 2020 fue del 109 %, pese a que el año pasado la cantidad de gas demandada se elevó un 5,1 %.
Concretamente, la demanda convencional aumentó un 6,2 %, mientras que la del sector eléctrico lo hizo en un 1,7 %, en un año en el que la cuota de producción eléctrica con fuentes de origen renovable fue del 48,3 % (la más alta desde que se tienen registros), lo que redujo el llamado «hueco térmico», la necesidad de usar combustibles fósiles, como el gas, para cubrir la demanda.
Bajo nivel de liquidez en España
En 2021, la liquidez del mercado español (440,4 TWh) continuó siendo muy inferior a la de otros mercados europeos.
Por ejemplo, el volumen negociado en el TTF holandés fue de 52.277,3 TWh en 2021, casi ocho veces superior al volumen negociado en el mercado británico (NBP), el siguiente más líquido, con 6.922,5 TWh y que experimentó un descenso del 33,01 % respecto a 2020.
Según el boletín, en 2021 aumentó respecto a 2020 la negociación de contratos de gas natural (referencia PVB) a través de mercados organizados (62,8 %).
La negociación de dichos contratos en el mercado OTC (mercado no organizado de intercambios bilaterales) aumentó un 4,8 % por el aumento de la contratación bilateral (15 %), que siguió siendo la forma de negociación predominante, mientras que la negociación a través de agencias de intermediación se redujo un 9,6 % .
En el TTF holandés, el volumen negociado en el mercado organizado aumentó un 54,4 % y alcanzó una cuota del 55 %, superando la cuota negociada en mercado OTC.
En 2021 se mantuvo el predominio de operaciones OTC no registradas, en las que los agentes realizan una gestión bilateral de garantías para la cobertura del riesgo de contraparte.
Aunque en el TTF holandés el volumen de contratos registrados en CCPs aumentó en 2021 un 63,5 %, se mantuvo también el predominio de las operaciones OTC no registradas.
El volumen OTC, de la plataforma telemática MS-ATR y registrado fue de 366,6 TWh, el 83,3 % del volumen total negociado en los mercados de gas (organizados y OTC) en 2021.
Del volumen total OTC, el 64,2 % se negoció de forma bilateral, frente al 58,5 % en 2020, y el 35,8 % fue intermediado por agencias, frente al 41,5 % en 2020.
El volumen de contratos PVB registrados en cámaras de contrapartida central (CCPs) se duplicó (106,4 %), alcanzando los 24,6 TWh.
De las tres CCPs -OMIClear, BME Clearing y European Commodity Clearing (ECC)-, la última de ellas fue la que experimentó un mayor crecimiento al multiplicar su volumen por cuatro (317,2 %) para acaparar el 49,9 % de la cuota en el registro OTC, frente al 12,5 y al 37,6 % de las dos primeras, respectivamente.
Aumentan los contratos a corto plazo
En 2021, el volumen total de negociación en los mercados organizados y en el mercado OTC intermediado (a través de agencias) se situó en 204,9 TWh, un 7,7 % más que en 2020, debido al aumento en la negociación de los contratos a corto plazo, que fue del 53,1 %, mientras que el volumen de contratos a largo plazo disminuyó un 3,7%, en particular de los contratos estacionales y anuales.
Un 71,5 % (146,5 TWh) correspondió a contratos con horizonte de entrega igual o superior a un mes, inferior al porcentaje de contratos de largo plazo negociados en 2020 (80 %), mientras que el 28,5 % restante correspondió a contratos con horizonte de entrega inferior a un mes (58,3 TWh), por encima del 20 % que hubo en 2020.
Un 90,9 % de la negociación de los contratos de corto plazo se realizó en el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas), correspondiendo el 93,6 % a la negociación de contratos diarios e intradiarios, con lo que se mantiene como la principal plataforma de negociación de contratos con horizonte de entrega inferior a un mes, al acaparar el 90,9 % de la negociación total de esos contratos.
No obstante, los contratos más negociados en 2021 fueron los anuales (51,7 TWh), con el 25,2 % del volumen total negociado en los mercados organizados y en el mercado OTC intermediado (204,9 TWh), pese a descender su negociación un 29,3 %.
A continuación, se situaron los diarios e intradiarios, con el 24 % y que experimentaron un incremento respecto al volumen negociado en 2020 del 51,1 %, junto a los mensuales, que acapararon también un 24 % y que crecieron un 42,8 %.
En 2021, se incrementó un 53,1 % la liquidez de los contratos de corto plazo, pese a ser los que tienen mayor volatilidad, lo que sugiere un incremento del aprovisionamiento de los ciclos combinados mediante estos contratos, lo que hace que el mercado eléctrico recoja el alza de los precios del gas.
Precios en máximos históricos
Los precios ‘spot’ (diario) y a plazo se incrementaron hasta situarse a finales de año en máximos históricos, por encima de los 180 euros/MWh, impulsados por una demanda mayor a la esperada derivada de la recuperación económica y unos niveles de almacenamiento por debajo del promedio de los últimos cinco años.
A ello se suman una menor oferta por las restricciones en los flujos de gas desde Rusia a partir del tercer trimestre de 2021.
Esto provocó un incremento en los precios de gas en la Europa continental, que pudo haber sido mayor si el exceso de oferta en Asia hubiese sido desfavorable.
Ello explica que en 2021 el valor económico del volumen negociado en los mercados organizados y en el mercado OTC intermediado de los contratos de compraventa de gas con entrega en el PVB (204,9 TWh) fuera de 9.304,8 millones de euros, casi el cuádruple (287 %) que en 2020 (2.404,3 millones).
El precio medio ponderado por el volumen negociado en dichos mercados se situó en 45,41 €/MWh en 2021, el triple (259,5 %) que 2020 (12,63 €/MWh).
Fuente: El Nacional
