Esto ha sido posible gracias a "la menor dependencia de España de los aprovisionamientos de gas procedentes de Rusia", explicó el regulador en un comunicado.

Durante 2021, el diferencial de precios del Mibgas fue convergiendo con el de los principales mercados europeos. Así, el producto D+1 del Mibgas se situó en una media anual de 1,19 euros el megavatio hora (MWh), por encima del TTF holandés.

Competencia recuerda que el año 2021 fue atípico porque se produjo una transición desde el año anterior, marcado por una demanda y unos precios muy bajos, a causa de la pandemia, hacia 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 el MWh el 21 de diciembre de 2021), por la incertidumbre del suministro ruso y la fuerte competencia por los cargamentos 'spot' de gas natural licuado (GNL) a nivel mundial.

En promedio anual, el precio del producto D+1 en Mibgas fue de 47 euros por MWh. Esto supone un incremento de 37 euros en relación con el precio promedio de 2020 (10,25 euros, 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%, que entró en funcionamiento en los primeros meses de 2022.

SEIS AÑOS EN VIGOR

El mercado organizado de gas en España, operado por la sociedad Mibgas, cumplió en 2021 su sexto año de funcionamiento. En ese ejercicio, el volumen total negociado en Mibgas fue de 68.793 gigavatios hora (GWh), aproximadamente el 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'. Por su parte, el mercado español continuó progresando y superó el mercado de Zeebrugge (Bélgica).

Desde su inicio el mercado ha ido creciendo tanto en volumen como en número de participantes, alcanzando los 169 agentes registrados, 25 agentes más respecto a 2020.

Las cuotas de mercado en Mibgas y en el mercado OTC están muy repartidas, sin que el principal operador supere el 10% del volumen de transacciones. Cada vez es mayor la presencia de empresas de 'trading' internacional, que venden o compran gas en el 'hub' español, sin suministrar a consumidores.

En 2021, Repsol se incorporó como creador de mercado obligatorio, junto con Naturgy y Endesa, al haberse convertido en operador dominante (con una cuota de mercado de gas superior al 10%). Esta es una de las medidas que contribuye a la creciente liquidez del mercado.

Otro aspecto relevante es que el 16 de marzo de 2021, Mibgas Derivatives inició la negociación en el mercado portugués de gas, incluyendo los productos intradiario, diario y fin de semana con entrega en el punto virtual portugués.

Por otra parte, desde abril de 2020 funciona en España el nuevo modelo de tanque de GNL virtual, con el que se negocian todas las transacciones de las plantas en un único punto. El tanque virtual ha generado un aumento de la negociación bilateral de GNL del 48,32%, que supone 2,6 veces el total del volumen anual descargado en plantas. Esto refuerza a España como mercado de referencia del GNL europeo. Habría que consolidar también la negociación de los productos de GNL en el mercado organizado, según la CNMC.

Sin embargo, la negociación de los mercados a plazo de gas se ha visto afectada por la volatilidad de los precios y la necesidad de aportar altas garantías por parte de los agentes, según explicó Competencia, que subrayó que la liquidez del mercado de futuros de gas español se encuentra muy alejada de la del resto de mercados europeos, estando en una fase inicial de implantación, con menos agentes registrados que el mercado 'spot'.