Un umbral simbólico, un mercado bajo tensión

El contrato de futuros más próximo al TTF tocó los 100 €/MWh en la sesión del 28 de octubre, alrededor de un 4 % más que el día anterior. El mercado no veía ese nivel desde diciembre de 2022. Se sigue lejos de los aproximadamente 340 €/MWh de agosto de 2022. La causa inmediata es externa: las perturbaciones de las exportaciones de GNL de Oriente Próximo, vinculadas a la guerra en torno a Irán, reducen los volúmenes disponibles. Los importadores europeos deben, por tanto, competir con los compradores asiáticos.

Unos inventarios a dos velocidades

A 28 de octubre, hay 849,11 TWh almacenados en la Unión, es decir, el 74,96 % de las capacidades. Esta media oculta fuertes diferencias: el 87,28 % en Francia, el 65,61 % en los Países Bajos y el 61,73 % en Alemania. Un mercado interconectado difunde el precio a todos los países. En cambio, los países menos llenos dependen más de los flujos entrantes para pasar el invierno.

Unos flujos físicos que retroceden

Los registros de tránsito apuntan en esa dirección. En Emden, punto de llegada de la conexión Norpipe entre Noruega y Alemania, la entrada física pasó de 432,03 GWh/día el 23 de octubre a 127,68 GWh/día el 24, alrededor de un 70 % menos. En VIP Oberkappel, entre Austria y Alemania, la salida cayó de 134,35 a 32,70 GWh/día, cerca de un 76 % menos. Los puntos Waidhaus, Mallnow y Baumgarten TAG siguen a cero, como el día anterior. Zevenaar, entre los Países Bajos y Alemania, no muestra ningún valor para el día 24.

El mecanismo: poco margen, mucha dependencia

La cadena causal es simple. Menos GNL disponible empuja el precio al alza. Cuando los inventarios son bajos, como en Alemania, cada molécula importada cuenta más. Un retroceso de las llegadas por gasoducto refuerza entonces la prima de riesgo. El consejero delegado de Equinor, Anders Opedal, advirtió además de que una ola de frío a finales del invierno, cuando las reservas estén más bajas, acentuaría la volatilidad.

La tensión alcanza también la electricidad. El contrato francés en base para el año siguiente alcanzaba los 122,50 €/MWh el 28 de octubre, cerca de su máximo en dos años. El 23 de octubre, los precios day-ahead iban de 23,07 €/MWh en Finlandia a 227,27 €/MWh en Suiza, lo que muestra la fragmentación de los mercados.

Lo que los datos no dicen

Los límites son claros. Los flujos solo cubren dos días, y el expediente no explica su caída: mantenimiento, nominaciones o datos provisionales siguen siendo posibles. El precio de 100 €/MWh se alcanzó en la sesión, no en la media diaria. Una tasa de llenado tampoco indica cuántos días de consumo permiten cubrir los inventarios. La advertencia de Equinor describe un escenario, no una previsión cifrada.

Una vigilancia selectiva

Cabe concluir razonablemente que el riesgo invernal está desigualmente repartido. Alemania acumula los inventarios más bajos y unas entradas físicas en claro retroceso el 24 de octubre. Saber si este descenso es un accidente o una tendencia dependerá de los próximos registros, de las entregas de GNL y de las temperaturas.

Este artículo se ha redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y ha sido verificado por nuestro equipo editorial.