CC BY-SA 2.0 / kees torn – ARCTIC EXPRESS / Um navio gaseiro transportador de GNL.
Un invierno más frío que los anteriores, el estancamiento del suministro de GNL de EEUU, la irregularidad de Noruega, el fin del contrato para el último gasoducto ruso en activo y una producción eólica disminuida son factores que contribuyen al alza acumulada del 55% del precio del gas en 2024. ¿Por qué la oferta para la UE es tan rígida?
Un horizonte de escalada en los precios de los hidrocarburos, especialmente el gas, vuelve a asomar en Europa. El coste del combustible azul según las tarifas del contrato de referencia para la UE (el TTF holandés) alcanza los 47 euros/Mwh luego de sufrir un incremento de más de un 25% en las últimas semanas. El alza acumulada en 2024 es del 55%.
Las cifras todavía no son comparables a la espiral de precios registrada durante 2022, cuando el Mwh llegó a costar casi 240 euros. Sin embargo, la tendencia actual es alcista y denota la estrechez de la oferta para la UE. El 31 de diciembre expira el contrato que garantiza el tránsito de gas ruso a través de Ucrania por el gasoducto Urengoy-Pomary-Uzhgorod, dado que Kiev no desea renovarlo por otros cinco años.
Esta tubería abastece de gas a Eslovaquia, Chequia y Austria, si bien esta última ya no recibe ni una gota desde el 16 de noviembre debido a un contencioso contractual entre la compañía local OMV y el gigante energético Gazprom. Este flujo solo representa el 5% del suministro al continente, pero de él también depende Hungría. Y la incertidumbre sobre su futuro es un elemento que influye en la confección de los precios del gas.
A este contexto cabe añadir que las bajas temperaturas en el continente, claramente más frías desde mediados de otoño en comparación con años anteriores, han obrado un aumento de la demanda. En consecuencia, los operadores gasísticos tratan de llenar los almacenes y las reservas estratégicas. Todos estos movimientos, que por primera vez en dos años se están traduciendo en fuertes subidas interanuales del combustible, podrán repercutir en la inflación, muy sensible a la volatilidad de los precios del gas.
Mientras tanto, las reservas de gas en la UE siguen altas, pero a su menor nivel desde 2021 para esta época del año: un 87% de media en los almacenes, según datos del Aggregated Gas Storage Inventory (AGSI), el cómputo que realiza Gas Infrastructure Europe (GIE), la asociación de la industria de la infraestructura del gas natural en Europa. España muestra un índice superior, del 94,5%, y Portugal tiene sus depósitos llenos.
Sin embargo, la incertidumbre en torno a los suministros igualmente redunda en un alza del precio de la electricidad en toda la península ibérica, donde de continuo se superan los 130 euros/Mwh de precio marginalista.
Frío y sin viento
Aunque hace frío, en Europa no ha hecho mucho viento en noviembre. La generación de energía eólica para producir electricidad ha sido insuficiente y en países como Alemania o Polonia recurrieron al gas para suplir el déficit. El tiempo atmosférico se constituye así en un factor que acelera la reducción de las reservas y hace aumentar la demanda.
En España, durante la primera quincena de noviembre, la producción de energía eólica cayó un 60% respecto al promedio de los cinco años anteriores. La contingencia se ha visto agravada por la parada programada de los dos reactores de la central nuclear de Ascó, en Cataluña. Como resultado, la actividad de las plantas de ciclos combinados de gas aumentó un 43,5%.
España e Italia se aseguran el suministro de gas por ducto gracias a sus acuerdos con Argelia y a un aporte sin precedentes de gas natural licuado (GNL) ruso. Según el último boletín estadístico de la operadora gasística española Enagás, en 2024, con 60.471 Gwh suministrados hasta octubre (el 21,3% del total), Rusia es el primer suministrador de GNL para España y el segundo tras Argelia en el cómputo global.
El GNL es la pieza clave de la seguridad energética de la UE, que busca atraer más buques metaneros hacia sus puertos. En 2022, las élites europeas afirmaron que era posible suplir el GNL ruso por el estadounidense. Casi tres años después, la afirmación sigue siendo una quimera. Y la reducción esporádica del flujo de otras fuentes no añade sino subidas de precios y más incertidumbre a la situación. Los cortes en la producción observados desde junio en dos plantas en Noruega (Aasgard y Oseberg), ya hicieron entonces crecer el precio del gas un 13%.
Además, en un marco que trasciende al continente europeo, la consecuente volatilidad de los precios del gas plantea dudas sobre su idoneidad como combustible de transición hacia esquema energético basado en fuentes renovables.
“Los continuos cambios en las estructuras mundiales de la demanda y el suministro de gas, debidos a las perturbaciones geopolíticas y a la volatilidad resultante, han erosionado cualquier ventaja económica proporcionada por los combustibles fósiles”, escribe en un informe Purva Jain, analista del Instituto de Economía y Análisis Financiero de la Energía (IEEFA)
Si hay poco gas o se encarece, el carbón sustituye al gas como combustible para la generación de energía eléctrica. Así ha ocurrido en Alemania, Polonia, República Checa y Países Bajos, acuciados por el cambio en el abastecimiento del gas y el desmantelamiento de sus centrales nucleares. Y recurrir al carbón, es laminar cualquier objetivo de agenda verde.
Freno en EEUU
El estancamiento en la producción de gas en Estados Unidos y la imposibilidad de suplantar a Rusia como garante energético de la UE es el epítome de la situación. La Administración de Joe Biden no autorizó nuevos proyectos, desincentivándose el aumento de producción de GNL ante la demanda europea. No hay lógica en los planes de la UE de vetar el flujo del GNL. De momento solo afectan a su reexportación a terceros países desde puertos europeos
“Es imposible que EEUU ponga en el mercado 130 MTPA [toneladas métricas por año] de 2025 a 2027, eso son 186 bcm/año más de GNL. Equivale a la mitad de la demanda total de gas de la UE”, explica el ingeniero y consultor Fernando Rodríguez. A su juicio, ni siquiera una aprobación por parte de Donald Trump a las autorizaciones paralizadas podrá revertir la situación.
“Las empresas estadounidenses solo invertirán en nuevos proyectos de extracción y licuefacción si el precio de exportación del GNL ofrece una rentabilidad suficiente. Pero la situación no es esa ni parece vaya a serlo en un futuro”, afirma en su cuenta oficial de X, donde subraya que EEUU solo ha podido suministrar a la UE un tercio del aporte ruso y a un precio “muy superior”.
Por otra parte, aunque el precio del GNL es notoriamente más caro que el gas natural transportado por tubería, puede acabar abaratándose y teniendo un coste poco atractivo de cara a los inversores (todos privados) de proyectos gasísticos en EEUU. Operadores del Golfo y también Argelia vierten cada vez más gas licuado al sistema, al igual que Rusia.
“El inversor privado necesita tener una rentabilidad superior al coste de oportunidad de invertir en otra cosa, no basta una rentabilidad positiva ni superior al coste del dinero”, afirma Rodríguez.
Es una situación en la que no hay suficientes incentivos para producir gas. Además, la demanda interna en EEUU está aumentando. De modo que la explotación de nuevos yacimientos, seguramente con subvenciones estatales, se destinará a abastecer a esa demanda interna. “Pensar que el excedente aumente para que EEUU pueda poner más GNL en el mercado comunitario es una fantasía”, sentencia Rodríguez.
El resultado es un retraso en la construcción de nuevos trenes de licuefacción, aderezada por “cuestiones técnicas y falta de personal especializado”.
Por el contrario, Rusia está acelerando la construcción de nuevas plantas de licuefacción en el Ártico, aun cuando es objeto de sanciones.
“En el tiempo que Freeport pondrá en marcha un tren de 5 MPTA en la costa de EEUU, Novatek va a poner tres trenes de 6,6 MPTA y llegará a tener una capacidad de licuefacción en el Ártico equivalente a la de Freeport en solo dos años”, asegura Rodríguez.
Desde una perspectiva de competición entre países, Washington no tiene por qué asegurar la competitividad industrial de la UE más allá de su conversión en un mercado cautivo. Es otro argumento para refutar la idea de que EEUU va a surtir a Europa 186 bcm de GNL al año.
“Desarmar a la UE industrialmente y asegurar el mercado comunitario para Estados Unidos retardará el declive americano frente a China”, concluye F. Rodríguez.
Sputnik 29.11.2024
