Instalaciones del gasoducto Nord Stream 1 en la estación receptora de Lubmin, en Alemania. El gasoducto que provee a Alemania desde Rusia se cerrará por tareas anuales de mantenimiento el 11 de julio, por un lapso previsto de unos diez días. Foto: Jens Büttner/dpa
Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el año pasado, el diferencial de precios convergió con el de los principales mercados europeos, situándose el producto D+1 en una media anual de 1,19 euros el megavatio hora (MWh), por encima del TTF holandés.
El año estuvo marcado por una demanda y unos precios muy bajos, a causa de la pandemia, en una situación de recuperación económica que impulsó la demanda y el precio del gas en los mercados internacionales.
A partir de octubre, varios factores comenzaron a tensionar los mercados del gas internacionales: el bajo nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos en Europa; la limitación de las entradas de gas ruso a las cantidades contratadas a largo plazo; la incertidumbre geopolítica por las tensiones entre Rusia y Ucrania, y el retraso en la certificación y puesta en marcha del gasoducto NordStream 2.
De esta forma, los precios del gas marcaron máximos históricos en España en el invierno de 2021-2022 (183 euros/MWh el 21 de diciembre de 2021), por la incertidumbre del suministro ruso y la fuerte competencia por los cargamentos spot de GNL a nivel mundial.
En promedio anual, el precio del producto D+1 en MIBGAS fue de 47 euros/MWh, lo que supone un incremento de 37 euros/MWh en relación con el precio promedio de 2020 (10,25 euros/MWh, el más bajo de toda la serie histórica), reflejando un aumento en el precio medio anual superior al 300%.
En el caso de España, desde el 1 de noviembre de 2021 se dejó de importar gas argelino por la interconexión de Tarifa, aunque se amplió la capacidad del gasoducto Medgaz en un 25% (de 8 a 10 bcm), que entró en funcionamiento en los primeros meses de 2022.
El mercado organizado de gas en España, operado por la sociedad MIBGAS, cumplió en 2021 su sexto año de funcionamiento. En 2021, el volumen total negociado en MIBGAS fue de 68.793 gigavatios hora (GWh), aproximadamente al 18% de la demanda nacional de gas, frente al 11% del año anterior.
El volumen de negociación aumentó un 72,9% respecto al volumen de negociación del año 2020 (39.780 GWh), y recuperó la tendencia de crecimiento existente antes de la pandemia del coronavirus.
En el contexto europeo, el mayor crecimiento se produjo en el mercado holandés TTF, que incrementó su liderazgo sobre el resto de los mercados europeos. Por el contrario, la negociación en el NBP inglés continuó disminuyendo por sexto año consecutivo, penalizado por el Brexit.
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