Los precios internos del gas natural para generación eléctrica en Corea del Sur han aumentado casi 40% en el último año, encareciendo fuertemente el costo de producción de electricidad. El mercado eléctrico surcoreano está estructurado de manera que las plantas de GNL (gas natural licuado), que tienen el mayor costo de generación, determinan el Precio Marginal del Sistema (SMP) general. Por lo tanto, el alza de los precios del gas conduce directamente a mayores costos de compra de electricidad y a una presión creciente para aumentar las tarifas eléctricas.

La exposición es estructural: Corea del Sur depende de importaciones para prácticamente todo su gas natural, entregado íntegramente como GNL, por lo que los precios internos siguen de cerca los indicadores internacionales de contado. El epicentro de esta inestabilidad es el acaparamiento de GNL por parte de Europa en vísperas de la temporada de invierno. Debido a que los aumentos de precios internacionales golpean el mercado interno con un "impacto diferido" de 2 a 3 meses que aún no se ha materializado por completo, crecen las voces que piden respuestas preventivas.

Los precios del gas para generación eléctrica suben 39%

Según Korea Gas Corporation el día 30, el precio del gas natural de septiembre suministrado por la corporación a las empresas generadoras fue de 24.806,69 wones surcoreanos por GJ (gigajulio), un alza de 38,7% en comparación con el mismo mes del año pasado. Frente a agosto pasado (22.726,9 wones), aumentó 9,2% en un solo mes. El incremento se debe a una subida de 45,8% interanual en los costos de materia prima.

El salto de los precios del gas ha elevado los costos de producción eléctrica. El SMP —el precio al que Korea Electric Power Corporation compra electricidad a las empresas generadoras— subió de 103,54 wones surcoreanos por kWh (kilovatio-hora) en enero a 133,79 wones en julio, y escaló aún más hasta 148,91 wones en agosto (promedio de los días 1 a 28), un aumento de 44% desde comienzos de año. Un SMP más alto amplía la brecha entre los costos de compra de KEPCO y las tarifas minoristas reguladas que cobra a los consumidores, una dinámica que ha pesado sobre las finanzas de la utility en los últimos años y añade presión al gobierno para ajustar las tarifas de electricidad.

La crisis de suministro europea encarece los precios internos

El factor que empuja al alza los precios internos del gas es una crisis de suministro originada en Europa. Según Investing.com, el JKM, indicador de los precios spot de GNL en el noreste asiático, registró 23,18 dólares por MMBtu (unidad térmica) el día 28, más del doble del nivel previo a la guerra en Medio Oriente de 10,73 dólares del 27 de febrero. Si bien la demanda en el noreste asiático se mantiene estable, la carrera de Europa por asegurar suministros está encareciendo los precios en Asia.

La tasa de almacenamiento de gas de la UE se situó en 64,4% al 28 de agosto. Considerando que el almacenamiento suele rondar el 80% en esta época del año, se trata efectivamente del nivel más bajo registrado. Debido a la guerra en Medio Oriente a comienzos de año, el suministro de GNL disminuyó y los precios internacionales se dispararon, lo que llevó a Europa a demorar su acaparamiento de verano. Con el invierno acercándose, la demanda urgente de Europa ha intensificado la competencia entre Asia y Europa por los cargamentos de GNL. A diferencia del gas por ductos, el GNL se transporta por barco y puede cambiar de destino según el precio, lo que significa que Europa y Asia compiten esencialmente por el mismo "GNL móvil".

Kim Tae-sik, investigador del Korea Energy Economics Institute, dijo: "Si Europa compra GNL de manera agresiva para asegurar inventario, Asia no tiene más opción que subir los precios", y añadió: "El reciente repunte del JKM se considera resultado de la competencia de Europa por asegurar suministros".

El acaparamiento europeo estimula los precios asiáticos — se necesita una respuesta preventiva

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), antes de la guerra entre Estados Unidos e Irán, el GNL que atravesaba el Estrecho de Ormuz representaba alrededor del 20% del comercio mundial de GNL. Entre marzo y junio, los embarques de GNL de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos disminuyeron en 35.000 millones de metros cúbicos frente al mismo período del año anterior. Aunque el aumento de producción en América del Norte y África compensó una parte significativa de la caída, la producción mundial de GNL bajó alrededor de 4% interanual. Con la "torta" global de GNL encogida, Europa y Asia compiten por asegurar cargamentos alternativos.

Los expertos prevén que los precios internacionales impulsados por el acaparamiento de GNL europeo impactarán el mercado eléctrico interno este otoño e invierno con un desfase temporal. La evolución del llenado de almacenamiento de Europa durante el otoño —la UE suele buscar llenar sus reservas antes de la temporada de calefacción— y si las interrupciones de suministro en Medio Oriente se alivian serán variables clave para el mercado invernal de GNL. Cho Hong-jong, profesor de la Universidad Dankook, dijo: "Deben prepararse con urgencia medidas preventivas para asegurar la estabilidad del suministro, asignando adecuadamente los contratos de largo plazo y las compras spot, diversificando las fuentes de importación y minimizando el impacto del alza de los costos de combustible en el mercado eléctrico y las tarifas de electricidad".

Fuente: The ChosunBiz, vía Hellenic Shipping News