Santander Corporate & Investment | Hace poco más de un año, a principios de 2021, el precio forward a un año del gas natural en el mercado TTF, que marca la referencia para Europa continental, se encontraba en EUR 16,1 por MWh.
Aumentó hasta alcanzar un máximo de EUR 138,5 por MWh el 22 de diciembre, pero desde entonces ha retrocedido bruscamente, situándose en EUR 50,5 por MWh el 4 de enero. A lo largo de este mismo periodo, se produjo un efecto dominó que hizo que los precios de la electricidad alemana a un año pasaran de EUR 50,8 por MWh a EUR 315 por MWh, antes de caer a EUR 134,5 por MWh. Como los precios forward del gas a más largo plazo siguen elevados, los precios forward de la electricidad a dos y tres años se mantienen tensionados, en EUR 96,0 por MWh y EUR 90,5 por MWh, lo que acabará repercutiendo en los datos de la inflación europea.
Entre los factores tras estos movimientos de precios se encuentran la fuerte demanda de gas natural en Asia consecuencia de la recuperación económica y el abandono del carbón, los bajos niveles de almacenamiento de gas natural en Europa y el limitado suministro de Rusia.
Entre 2011 y 2020, el 30 de septiembre, antes del inicio de la temporada de calefacción, los emplazamientos de almacenamiento europeos estaban llenos al 85% de su capacidad, en promedio, pero en 2021 solo lo estaban al 75%, poniendo en riesgo la seguridad del suministro de gas y electricidad en caso de un invierno inusualmente frío, como el de 2019-20. A finales de 2021, los niveles de almacenamiento habían disminuido hasta el 56%, en comparación con un promedio del 73% a finales de año en el periodo 2011-20. Además, las propias cifras de Gazprom muestran que, en comparación con su volumen medio de exportación anual de 192,1mm de m3 anuales en 2018 y 2019, las exportaciones en 2020 habían caído un 23%, hasta 148,4mm de m3 anuales.
Opinión de Research:
Creemos que, al menos en teoría, la evolución de los precios en el último trimestre de 2021 y las curvas forward beneficiarán a las utilities cuya producción de electricidad tenga básicamente costes fijos, en particular la hidroeléctrica, la nuclear y la alimentada con lignito, si han sido capaces de contratar ventas forward y tienen estrategias de cobertura sólidas.
Entre estas compañías podrían figurar EDF (A3 e, BBB+ e, A- n), Iberdrola (Baa1 e, BBB+ e, BBB+ e) y Engie (Baa1 e, BBB+ e, BBB+ e), aunque cabe el riesgo de intervención gubernamental si se considera que los elevados precios de la electricidad constituyen una importante carga para los clientes minoristas y una amenaza competitiva para la industria. Los beneficios potenciales de las utilities con una elevada proporción de generación de electricidad a base de gas o de actividades de comercialización de gas, como Naturgy (Baa2 e, BBB e, BBB e), dependerán de sus estrategias de cobertura de precios y volúmenes de gas natural.
En nuestra opinión, es digno de mención el hecho de que, para hacer frente a las importantes aportaciones de caja para garantías (margin calls) relacionadas con derivados de materias primas, Uniper haya utilizado completamente su línea de crédito renovable de EUR 1,8mm, haya dispuesto parcialmente de una línea de EUR 8mm establecida en diciembre con su matriz Fortum, y haya acordado una nueva línea de respaldo de EUR 2mm con el banco alemán KfW en enero. Los beneficios obtenidos de la energía renovable contratada a largo plazo, en principio, deberían ser en gran medida indiferentes a los movimientos del precio de la electricidad. Un factor importante en los futuros precios de la electricidad será la posición geopolítica de Rusia y su voluntad de aumentar las exportaciones de gas natural a través de los gasoductos existentes y de Nord Stream 2, si recibe la aprobación de los reguladores. A la espera de más información de las utilities sobre sus estrategias de cobertura y las actuaciones gubernamentales/regulatorias en este contexto tan rápidamente cambiante, mantenemos nuestra recomendación Neutral para EDF, Engie, Iberdrola y Naturgy.
