Nos encontramos en medio de una crisis mundial de productos energéticos. Los precios del gas, del carbón y de la electricidad han alcanzado niveles sin precedentes.
Aunque los precios han retrocedido ligeramente desde los máximos alcanzados el 5 de octubre, la situación sigue siendo extremadamente crítica. Crítico tanto por el aumento de los costes energéticos que tendrán que afrontar los hogares como, sobre todo, por el impacto que tienen y tendrán en el tejido industrial europeo, que ya vivió un 2020 difícil por culpa del covid. La recuperación de la industria parece estar fuertemente en riesgo y muchas empresas están empezando a reducir, o incluso a detener, sus procesos de producción debido a los costes energéticos excesivamente altos.
Aunque hay un importante componente de especulación en el aumento de los precios, la situación es en realidad el resultado de una serie de factores, tanto contingentes como estructurales, que han tenido -y tendrán- un fuerte impacto en la evolución de los precios.
¿Cómo afectan las temperaturas de 2020 y 2021 al precio del gas?
El pasado invierno se caracterizó por un frío intenso y persistente en todo el hemisferio norte. Por tanto, la demanda de gas aumentó, tanto en Europa como, sobre todo, en Asia, que depende en gran medida de las importaciones de GNL. La subida de los precios asiáticos (referencia del precio JKM) ha atraído, por tanto, una gran proporción de buques de GNL con destino a Europa, que se ha visto privada de una importante fuente de flexibilidad. Por ello, Europa recurrió a un uso masivo del gas almacenado, terminando el invierno con niveles de gas almacenado inferiores a los de años anteriores.
La temporada de verano en Europa comenzó con retraso en todos los frentes, tanto por las temperaturas, que se mantuvieron por debajo de la media durante el mes de abril, como por el hecho de que el inicio de las inyecciones de almacenamiento se retrasó entre 3 y 4 semanas de lo habitual.
¿Cómo ha afectado la demanda asiática a los precios del gas?
La demanda asiática, y la china en particular, aumentó considerablemente durante el año en comparación con los años anteriores. La razón del crecimiento de la demanda china hay que buscarla tanto en factores contingentes, concretamente la recuperación económica post-Covid, como en factores estructurales, como el progresivo cambio del carbón al gas, que continuará de forma masiva en los próximos años.
La consecuencia en el mercado europeo es evidente en la disminución de las importaciones de GNL que se produjo a lo largo del verano. El mayor atractivo del mercado asiático no sólo desvió los buques de GNL al contado de Europa, sino que también apoyó el aumento gradual de los precios durante el verano.
¿Cómo ha afectado el almacenamiento a los precios del gas?
El retraso en el inicio de la temporada de inyección, la mayor brecha con la que comenzó el verano y el desincentivo a la inyección debido a los precios más altos del verano, que estaban casi alineados con los del invierno (backwardation), repercutieron fuertemente en los niveles de almacenamiento a lo largo del verano. El resultado es una situación bastante crítica para la flexibilidad invernal del sistema gasista europeo, que comenzó el invierno térmico (periodo octubre-marzo) con los niveles de gas almacenado más bajos de los últimos 5 años.
¿Cómo han afectado las importaciones de gasoductos y el problema de Rusia a los precios del gas?
Otro elemento que ha influido mucho en la dinámica de los precios del gas en 2021 es la importación de gasoductos europeos. De hecho, el flujo de gas por gasoducto en Europa ha sido menor que en años anteriores, en particular debido a la disminución de las importaciones procedentes de Rusia.
De hecho, Gazprom redujo sus importaciones de gas durante el año, sobre todo de Ucrania y Polonia, limitándose a satisfacer sus propios contratos a largo plazo y absteniéndose de aumentar las importaciones para aprovechar los precios decididamente altos. La falta de reserva de capacidad adicional en las subastas mensuales, repetida varias veces en los últimos meses (la última el 18 de octubre), desató la preocupación en el mercado por no poder contar con un mayor suministro ruso para afrontar el invierno, lo que desencadenó un repunte de los precios a partir de agosto que llevó al TTF de 40 euros/MWh a más de 160 (valor que se tocó intradía el 5 de octubre).
Las motivaciones de esta estrategia de Gazprom son fuente de varias hipótesis
Lo primero y más importante es la cuestión del Nord Stream II. La opinión generalizada es que el tira y afloja entre Rusia y Europa (/Estados Unidos) por la cuestión del Nord Stream II es la razón de la política estricta de Gazprom, con la esperanza de inducir a las instituciones europeas a acelerar la puesta en marcha del gasoducto, que a estas alturas, a pesar de las sanciones, se ha completado y está técnicamente preparado para empezar a importar 55 bcm/año de gas a Europa.
A pesar de que Putin y Gazprom han negado repetidamente que utilicen el gas como arma de chantaje y a pesar de las diversas garantías de que están dispuestos a aumentar el flujo de gas hacia Europa, la reducción del tránsito por las rutas rusas sigue siendo crítica.
La cuestión de Ucrania es otro tema que puede haber condicionado la política de Gazprom. Las relaciones entre Rusia y Ucrania están ahora en un punto de ruptura, tanto por razones comerciales, relacionadas con el gas natural, como por razones políticas. La intención, tantas veces declarada, de Gazprom de eludir a Ucrania en el tránsito hacia Europa, en favor de otras rutas, puede haber pesado en las decisiones tomadas por el gigante ruso este año.
Los movimientos de Gazprom también podrían haberse basado en la maximización del volumen de negocio, que siempre ha sido el principal motor de las estrategias rusas. La decisión de no aprovechar la subida de precios mediante el aumento de los flujos, bien mirado, permitió a Gazprom conseguir un mayor volumen de negocio con menores exportaciones, mientras que el aumento de los flujos hacia Europa habría favorecido la bajada de precios.
Renovables, carbón y CO2: el nuevo mix energético europeo y su impacto en el precio del gas
Otros elementos de impacto en el mercado del gas se derivan del vínculo que tiene el gas natural con la electricidad.
La demanda de gas para uso termoeléctrico, a pesar de la subida de los precios del gas, se mantuvo fuerte durante el año. El importante aumento del precio del CO2 ha favorecido al gas como combustible para la generación de energía frente al carbón, cuyo precio, entre otras cosas, ha seguido una pauta alcista similar a la del gas natural. Esto ha sido impulsado por la demanda de China, que desde hace un año insiste en la misma cuenca de suministro que Europa, es decir, Sudáfrica, en lugar de importar de Australia, con la que se rompieron las relaciones a finales del año pasado.
La escasa producción de energías renovables (sobre todo la eólica) en algunas zonas europeas también ha favorecido la demanda de gas para uso termoeléctrico. De hecho, el gas permite compensar con rapidez y flexibilidad la variabilidad de las energías renovables no programables.
Aunque no es posible atribuir el aumento del precio del gas a la menor producción de las renovables, conviene tener en cuenta que el papel del gas como herramienta para equilibrar la producción renovable será cada vez más importante en el futuro, sobre todo tras los planes realizados por la Unión Europea con el Green Deal. En el mix energético europeo, de hecho, tanto la cuota de renovables como la de gas tendrán que aumentar, en favor de una disminución neta del carbón (el desmantelamiento de muchas centrales de carbón, especialmente en Alemania, ya está en marcha).
