Malos pronósticos son los que presenta Bank of America para Europa en materia energética en los meses venideros. Según su análisis, los que más van a sufrir son Reino Unido y el mercado ibérico (España y Portugal) por su falta de interconexiones con Europa, que les deja más expuesto a la volatilidad externa.
Reconoce que los precios de la energía en Europa han subido a los niveles más altos de más de una década, con los futuros de carga base del mes inmediato superando los 100€/MWh en la mayoría de los países, mientras que los precios diarios en España y Reino Unido superaron rutinariamente los 120 €/MWh en agosto.
La demanda italiana fue particularmente sólida este verano impulsada por temperaturas más altas. En España, la demanda cayó en julio al nivel estacional más bajo desde 2014,ya que el precio diario medio en julio fue de 94 €/MWh frente a 37 euros/MWh de julio de 2020, todo un récord. ¿El conductor principal? Un rally histórico en todo el complejo energético europeo y una lenta generación renovable.
"Vemos riesgos al alza este invierno en los bajos inventarios de gas natural de la UE, mientras que las jubilaciones estructurales respaldan los precios alemanes a largo plazo", señala en su análisis.
Gas natural, el carbón y CO2
Los precios europeos del gas natural, el carbón API2 (ARA) y el carbono se han duplicado al menos con respecto a los niveles del año pasado. El gas natural europeo encendió el repunte ya que las menores importaciones rusas de gas y GNL llevaron a una grave situación de almacenamiento antes del invierno.
Después de enfrentarse a un superávit récord de almacenamiento el verano pasado, el mercado europeo del gas natural está ahora luchando por encontrar los volúmenes de gas necesarios para rellenar adecuadamente el almacenamiento antes de este invierno.
Esta situación ha llevado al TTF a máximos históricos por encima de los 50 €/MWh y ha impulsado los precios de la energía en Europa a niveles récord. Además del drama, la generación renovable ha disminuido a medida que la utilización del viento este verano cayó por debajo de los niveles observados en 2018-2020, lo que requiere generación térmica para llenar el vacío.
Alto nivel de riesgo
"Seguimos viendo un riesgo alcista asimétrico para los precios europeos del gas natural durante este invierno y posiblemente el próximo verano dado el entorno actual de bajos inventarios".
Con un colchón de almacenamiento limitado, cualquier interrupción en el suministro de Rusia, Noruega o GNL o simplemente un invierno frío podría hacer que los precios del TTF y los precios europeos de la energía se disparen.
La curva a plazo alemana ha aumentado al mismo ritmo que los precios del TTF y los contratos diferidos también han comenzado a experimentar una apreciación significativa. Los cambios estructurales en Alemania podrían proporcionar más apoyo.
Hasta 2023, la capacidad de combustibles fósiles de Alemania se reducirá en 9 GW y toda la capacidad nuclear restante, 8 GW, se eliminará gradualmente. Si bien la energía eólica y las energías renovables continúan creciendo, los problemas de intermitencia aumentarán la necesidad de generación térmica como respaldo.