Ni el más optimista podría haber predicho el verano pasado que en pocos meses el precio del gas caería a 56 euros por megavatio-hora, esencialmente el nivel de septiembre de 2021, mucho antes de la invasión rusa de Ucrania. Ni siquiera las temperaturas polares que azotaron Europa la semana pasada (y que siguen ahí) han invertido la tendencia a la baja.
También hay que señalar que toda la curva de futuros bajó, lo que indica un optimismo generalizado del mercado incluso a medio plazo: para todo 2023 (y para la primavera de 2024), se espera que el precio oscile entre 63 y 75 euros, cuando incluso hace sólo 45 días las expectativas eran casi el doble.
Un comienzo de invierno mucho más suave de lo normal -en algunos casos incluso cálido- ha contribuido en gran medida a reducir la demanda: según datos del centro de análisis ICIS, la demanda de gas en los países europeos cayó un 20% en el cuarto trimestre del año en comparación con la media de los cinco años anteriores. Esta cifra incluye, además de la caída del consumo doméstico, la del consumo industrial, que es el que hay que vigilar más de cerca.
"A pesar del fuerte descenso del consumo de gas, la producción industrial y manufacturera europea no ha sufrido una caída drástica gracias a diversas medidas de eficiencia energética, como el cambio de combustibles o la importación de productos de alto consumo energético, como el amoníaco o el acero", explica Giovanni Sgaravatti, analista de Bruegel, grupo de reflexión político-económica con sede en Bruselas. Es una buena noticia, aunque algunos sectores específicos, como el químico, están sufriendo especialmente".
El resultado es que a mediados de enero Europa está al 78,5% de su capacidad, cuando lo normal en esta época del año es estar al 60%. En resumen, gracias al buen tiempo, a la menor demanda y al mayor uso del GNL (Gas Natural Licuado), los países del Viejo Continente no han tenido necesidad de recurrir a las reservas; las mismas reservas que, por otra parte, nadie tiene interés en vender en el mercado, dada la rápida caída de los precios.
Menos tuberías, más regasificadores
El flujo de gas ruso a la Unión Europea se ha reducido casi a cero. Hemos pasado de 150 bcm (metros cúbicos) en 2021, a unos 25 bcm previstos para 2023 (a través de Ucrania y el gasoducto Turkstream). Para colmar esta laguna, la UE casi ha duplicado sus importaciones de GNL: 123 bcm en 2022, frente a 74 bcm en 2021. Alrededor de un tercio del GNL importado el año pasado procedía de Estados Unidos (que se ha convertido en el primer exportador mundial). Curioso como en silencio casi general, en segundo lugar está Rusia, seguida de Qatar.
De hecho, las importaciones europeas de GNL ruso aumentaron cerca de un 50% el año pasado. La mayor parte de este gas licuado llega a Europa desde Rusia gracias a Novatek (NVTK), empresa rusa oficialmente independiente (sobre el papel no está participada por el Kremlin) y que hasta hace unas semanas contaba también con TotalEnergies (TTE) entre sus accionistas -el gigante francés retiró a sus dos miembros del consejo de administración de la compañía y anunció el 9 de diciembre una depreciación de 3.700 millones de dólares de su participación del 19,4% en el grupo ruso.
Por eso es crucial invertir para aumentar el volumen de gas líquido que podemos regasificar en Europa. En particular, Alemania no se ha quedado de brazos cruzados. "Dos nuevas FSRU (Unidades Flotantes de Almacenamiento y Regasificación) están operativas en los puertos de Wilhelmshaven y Lubmin, en el norte del país", explica Sgaravatti, "otras tres entrarán en funcionamiento en los próximos meses y una más a finales de 2023; cada unidad de regasificación tiene una capacidad media de 5 bcm al año.
Berlín está, pues, a la cabeza de la inversión, gracias también a una capacidad de gasto casi única, pero no está sola: en Italia, además de Piombino y Rávena, hay proyectos concretos para Gioia Tauro y Porto Empedocle.
El despertar de China y la competencia asiática
La situación general, por tanto, es mejor de lo que se suponía el verano pasado. Sin embargo, es demasiado pronto para declarar la victoria en la guerra energética. "Aunque el intento de Putin de utilizar la dependencia europea del gas ruso como herramienta de chantaje ha fracasado, Europa sigue enfrentándose a un gran reto para garantizar que sus necesidades energéticas se cubran en el invierno de 2023-2024, y más allá", afirma Justin Thomson, responsable de inversiones en renta variable global de T. Rowe Price. La era de Rusia como principal proveedor para satisfacer las necesidades energéticas de Europa ha llegado a su fin: ya no es posible volver al statu quo anterior a la guerra en Ucrania y la transición para abandonar la energía rusa será todo menos sencilla", prosigue.
El gas ruso sigue representando más del 40% de las reservas europeas para este invierno. "Con los niveles de demanda actuales", explica Thomson, "esto significa que Europa necesitaría atraer el 30% del mercado mundial de GNL para llegar a salvo a la primavera de 2024".
Un objetivo ambicioso, teniendo en cuenta que la producción de exportación de EE.UU. ya está en su nivel más alto y, sobre todo, que la demanda asiática de GNL, especialmente la china, va a aumentar. Dos años y medio de pandemia han lastrado la economía del Dragón. Ahora, sin embargo, el gigante asiático muestra signos de despertar: las autoridades de Pekín parecen haber dejado a un lado la política de cero córvidos y el país se reabre tanto interna como externamente, y con él su economía.
"En nuestra opinión, una reversión más rápida de lo esperado de la política de Pekín de Covid Cero y las políticas industriales favorables del Gobierno ayudarán a desencadenar un repunte de la actividad económica más fuerte de lo esperado en el primer semestre de 2023", afirma Christiaan Tuntono, Economista Senior para Asia Pacífico de Allianz Global Investors. "Con una base estadística modesta en 2022, el crecimiento en 2023 podría volver a niveles en línea con el potencial (4,5%-5%) o superiores".
Menos tuberías y más GNL significa que en el mercado corto (cuando la demanda supera a la oferta) en Europa competimos cada vez más con los mercados asiáticos por nuestro suministro. "Históricamente, el gas en Europa costaba menos que el GNL en Asia, luego el mercado corto (el diferencial premia al mercado asiático por primera vez en diciembre de 2021) y la guerra han invertido la tendencia; y ahora el clima y los almacenamientos llenos han hecho que el TTF vuelva a estar por debajo del JKM (Japan Korea Market)", explica Massimo Nicolazzi, profesor de Economía de las Fuentes de Energía de la Universidad de Turín, en una contribución publicada en el portal de información RiEnergia.
El mercado, por tanto, no sólo depende de la meteorología y las infraestructuras, sino también (quizá, sobre todo) del consumo chino. "En 2022, las importaciones chinas de GNL se redujeron en 21.000 millones de metros cúbicos, frente a un aumento de las importaciones por gasoducto de 5.000 millones. La predicción es que el gasoducto en 2023 llevará a Rusia 7.000 millones más; pero es difícil predecir qué ocurrirá con el consumo en general en el régimen post Covid ahora establecido. Si la demanda vuelve a repuntar, será sobre todo de GNL, y eso no será una buena noticia ni para nuestros precios ni para nuestros suministros", comenta Nicolazzi.
En resumen, si Europa ha podido abastecerse fácilmente de GNL este año, es también porque el consumo chino ha disminuido y esto hay que tenerlo en cuenta. Según especulan un análisis de Standard & Poor's y otro de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), si las importaciones chinas de GNL se reanudan el año que viene al ritmo de 2021 y el suministro ruso a Europa cae a cero, la UE se encontraría con un agujero de unos 30.000 millones de metros cúbicos que llenar entre el verano y el otoño de este año.
