Ante un inédito faltante de oferta, los precios del gas pegaron un salto exorbitante de hasta el 350% en lo que va del año y están arrastrando a todo el sistema eléctrico.
La situación energética de Europa atraviesa un momento alarmante. Cuando todavía faltan varios meses para que comience el invierno y se dispare la demanda de gas, los países del viejo continente ya agotaron todas sus reservas de almacenamiento y nadie sabe cómo se abastecerán cuando lleguen las bajas temperaturas.
La insólita decisión es consecuencia de una serie de eventos que recortaron sus flujos normales de abastecimiento y no dejaron otra alternativa que recurrir al storage ante el enorme gap entre la oferta y la demanda que está llevando a los precios a su valor más alto en toda la historia.
En primer lugar, según indica un informe del Instituto de Energía de la Universidad de Oxford, la producción propia de Europa cayó un 25% en lo que va del año respecto al mismo período del 2019 (último dato de referencia representativo). Principalmente, debido a las tareas de mantenimiento que se están desarrollando en las cuencas británicas y danesas. Se trata de trabajos que debían realizarse en el 2020 y, producto de la pandemia, fueron postergados para el verano del 2021, cuando todo el mundo preveía un escenario de excedente de oferta.
El problema es que, si bien nadie esperaba este cisne negro, sí se sabía que los envíos de Rusia vía Ucrania podían caer, ya que, finalmente, vencía el contrato de 10 años que evitó que la crisis diplomática entre los dos países desatada en 2014 produzca un problema de abastecimiento energético en la Unión Europea.
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Durante este lapso, Rusia respetó el acuerdo, aunque, paralelamente, fue construyendo una serie de nuevos gasoductos para proveer de gas a Europa sin tener que pasar por el territorio ucraniano. Una vez finalizado el contrato, los flujos de esta ruta cayeron a la mitad y esa cantidad no logró ser compensada ni por un incremento de las otras ventanas provenientes de Rusia, ni por los mayores envíos de los otros históricos proveedores gasíferos de Europa como son Argelia, Libia y Azerbaiyán.
Desde Bruselas critican el accionar de Moscú y denuncian una maniobra especulativa para intentar demostrar la necesidad del cuestionado gasoducto Nord Stream 2 que empezará a operar a fines de año. Pero lo concreto es que la ingenuidad europea denota una falta de planificación absoluta al superponer los trabajos de mantenimiento de sus principales cuencas con la fecha de vencimiento del contrato de su mayor proveedor.
Otro de los ejemplos de la mala planificación europea fue la lentitud para la compra de Gas Natural Licuado (GNL), único recurso al que le quedaba apelar frente a la contracción de sus vías de provisionamiento tradicionales.
Tras sufrir los efectos de un último invierno más frío al esperado y comprobar su reactivación económica vertiginosa, China rápidamente se dio cuenta de la necesidad de asegurarse oferta de gas temprana para el 2021. Desde principios de año, se lanzó con gran apetito al mercado de GNL para mantener llenos sus tanques de almacenamiento e incrementó sus compras en un 30% respecto a los niveles del 2019.
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El mismo camino, fue seguido tanto por otros países asiáticos como Japón, Corea del Sur y Taiwán, como por Latinoamérica que, traccionada por la mayor demanda de Brasil y Argentina debido a la sequía que afectó sus capacidades de generación hidroeléctrica, aumentó sus importaciones de GNL en un 56%.
Europa, por el contrario, vio caer sus importaciones de GNL en un 11% justo en el año que más las necesitaba. “Europa es efectivamente el mercado oscilante o equilibrador del gas mundial. La cantidad de GNL que llega a Europa está determinada efectivamente por lo que queda después de que todos los demás hayan tomado lo que necesitan”, sostienen desde Oxford donde explican que la región operó como un fusible del mercado mundial de GNL.
De este modo, se generó un faltante de unos 30.000 millones de metros cúbicos de gas que, al ser cubierto por las reservas de almacenamiento, deja un panorama muy preocupante de cara al futuro. “Se aproxima un nuevo invierno con los grandes almacenamientos de Europa vacíos”, advierte el presidente del CEARE, Raúl Bertero.
Con este reducido margen de maniobra, ahora, los europeos rezan por tener una temporada invernal más benigna, mientras depositan sus esperanzas en la entrada en funcionamiento del Nord Stream 2 y las nuevas terminales de GNL de Estados Unidos que podrían mejorar el abastecimiento.
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“Los inventarios están muy bajos, se viene un invierno muy frío y hay un problema logístico a nivel internacional porque los puertos no dan abasto, entonces todos se apuran por comprar. El sector se ha vuelto a poner caliente y Goldman Sachs volvió a subir el target del barril a 90 dólares”, señaló a EOL el analista de mercados, Francisco Uriburu.
“Al acercarse el invierno, la fracción pequeña del mercado de GNL que se comercializa en forma de spot a corto plazo, la estuvieron tomando de Asia. A eso se le debe agregar una caída en la línea de provisión de Francia al Reino Unido que aumenta las necesidades de demanda y el retraso en el abastecimiento del GNL de Estados Unidos por las tormentas en el Golfo de México”, agrega el consultor energético Cristian Alonso Sisini.
El descontrol de los precios y sus consecuencias
Frente a este complejo escenario, en apenas seis meses, el precio spot en el mercado británico pasó de menos de 6 dólares el millón de BTU a 27 dólares, es decir, una exorbitante suba del 350%. Algo similar sucedió en el mercado de GNL asiático, donde se están cerrando compras por valores cercanos a los 30 dólares, casi diez veces lo que paga el Plan Gas en Argentina.
Lógicamente, este descontrol se está trasladando a todo el sector energético. Por el faltante de gas, se espera una mayor compra de derivados de petróleo como combustible de usinas termoeléctricas y eso genera presión sobre un barril que por primera vez en tres años superó los 80 dólares.
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Al mismo tiempo, el costo de generación eléctrica, que tiene al gas como una de sus principales fuentes, saltó a cerca de 200 euros el MW/h, unas tres veces más de lo que se paga en nuestro país, a modo de referencia.
En Reino Unido, como el gobierno fijó un tope de precios máximos, se está generando una ola de quiebras de distribuidoras que no están pudiendo trasladar sus costos a la tarifa. España tomó una medida similar, aunque, paralelamente, redujo los impuestos que se cobran sobre este servicio.
Más allá de algunos parches como estos, llama la atención la pasividad de los gobiernos europeos y el sector pide a gritos medidas de fondo para saber cómo lidiar con este contexto de precios altísimos que, según indican los mercados de futuros, se sostendrá hasta marzo del 2022.
