Tras un invierno turbulento que comenzó con niveles muy bajos de almacenamiento de gas y que ha continuado con un suministro históricamente bajo por parte de Rusia, la Unión Europea llegará hasta el verano gracias a las
de Gas Natural Licuado (GNL). La pregunta urgente es: ¿qué viene ahora? ¿Cómo puede la UE prepararse mejor para el próximo invierno tras la invasión rusa de Ucrania? Hay que prepararse para el cese total de los flujos de gas ruso hacia Europa.
El reto inmediato es rellenar los almacenes lo máximo posible antes del próximo invierno. En un
de Bruegel se analizaron tres escenarios para ver si Europa podría sobrevivir este invierno sin el gas ruso. Esta entrada del blog actualiza este análisis para tener en cuenta el próximo año y describe los tres escenarios con más detalle.
Todos los escenarios comienzan con 320 TWh de almacenamiento en toda la UE el 1 de marzo de 2022. La demanda mensual se fija según la media de 2018-2021 (440 TWh/mes en marzo de 2022 y 240 TWh/mes en los meses de verano). Elegimos esta hipótesis para poder calcular la reducción de la demanda necesaria para compensar los déficits de importación. Suponemos que las importaciones del norte de África, Noruega y Azerbaiyán se mantienen en niveles similares a los de los últimos meses, a su máxima capacidad (en total 120 TWh/mes). En cuanto al GNL, suponemos unos niveles de importación récord, que se acercan a la capacidad técnica máxima de las terminales de regasificación (140 TWh/mes). Las importaciones rusas se consideran como sigue:
El margen de la UE para reducir la dependencia del gas ruso depende en gran medida de la demanda. Los altos precios, las posibles repercusiones económicas de la invasión rusa de Ucrania y la dinámica del sector eléctrico la reducirán. La Agencia Internacional de la Energía ya prevé
. La incertidumbre aumenta por los cambios relacionados con la climatología, que por sí solos pueden hacer variar la demanda de gas entre un 10% y un 30%. Si es necesario, las medidas administrativas (como la reducción forzada) pueden complementar las medidas de demanda impulsadas por el mercado. Acompañadas de unas importaciones de GNL récord, las reacciones del lado de la demanda (figura 1, derecha) bastarían para erradicar inmediatamente la dependencia del gas ruso.
Nuestro análisis ofrece un esbozo, pero no respuestas sencillas. En particular, los escenarios suponen que la UE puede adquirir cantidades de GNL sin precedentes, que los agentes del mercado tienen suficientes incentivos para comprar y almacenar gas a precios elevados y que se distribuye sin problemas entre los países. Analizamos cada una de estas cuestiones en profundidad:
Disponibilidad de gas: el mercado del GNL
El Gas Natural Licuado ha pasado a desempeñar un papel cada vez más importante en este mercado. La figura siguiente ilustra la cadena de valor del GNL, clave para entender las limitaciones.
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En 2021, el comercio mundial de GNL ascendió a 5.400 TWh, siendo
China, Japón y Corea del Sur los mayores importadores del mundo. El aumento de la demanda y la
escasa oferta provocaron que sus precios se duplicaran con creces de diciembre de 2020 a diciembre de 2021.
Los principales exportadores son Australia, Qatar y Estados Unidos. En 2021, este último aumentó sus exportaciones en 340 TWh (el mayor salto, con diferencia, entre los exportadores) y se espera que se convierta en
el mayor productor de GNL a finales de este año. La utilización de la
licuefacción no estadounidense en 2021 osciló entre el 75% y el 85%, lo que deja cierto margen para la producción adicional. En 2022 se prevé que la producción mundial aumente entre 63 y 300 TWh (entre el 1,2 y el 5,5%) con respecto a 2021.
Hay
más de 600 buques dedicados al GNL que transportan gas por todo el mundo. En 2022, la AIE
prevé que
los fletes al contado disminuyan un 10% por debajo de la media de 2021, ya que en 2021 se pusieron en servicio 50 nuevos buques y se esperan 30 más en 2022. Por tanto, este medio de transporte no parece que sea un factor limitante.
Europa ha sido una beneficiaria destacada del creciente papel desempeñado por Estados Unidos en el mercado del GNL, recibiendo el 23% de sus exportaciones totales, cuyos volúmenes pasaron de ser prácticamente nulos en 2016 a 232 TWh en 2021. Esta tendencia se aceleró aún más en enero de 2022, cuando la UE recibió
el 37% de las exportaciones estadounidenses del mes (
equivalentes al 44% de las importaciones de GNL de la UE).
En cuanto a la regasificación, en la UE
la tasa de utilización ha oscilado entre el 30% y el 70% de la capacidad total en los últimos cuatro meses, lo que deja espacio para un uso más intensivo de los emplazamientos actuales. En los próximos años, se espera que se pongan en marcha múltiples proyectos de ampliación para aumentar la capacidad.
Más allá de las limitaciones físicas,
la estructura contractual del mercado mundial de GNL también limita la posibilidad de reorientar los volúmenes hacia Europa. Este negocio se ha desarrollado sobre la base de contratos a largo plazo, de 20 a 25 años, necesarios tanto para los vendedores como para los compradores para justificar las importantes inversiones que requiere la construcción de plantas de licuado y terminales de recepción.
No existe una norma mundial para este tipo de contratos y los vendedores y compradores de GNL pueden acordar condiciones muy diferentes en cuestiones como la duración del contrato, el volumen, la fórmula de fijación de precios, el compromiso de compra (
take-or-pay) y la flexibilidad de destino. Los contratos son hoy más flexibles que en el pasado y, como tales, pueden aportar una importante elasticidad a corto plazo a los mercados internacionales de gas.
(...)Estas fuentes de flexibilidad respaldan la capacidad actual de Europa (debido a sus precios más elevados) para atraer cargamentos de GNL estadounidense que, de otro modo, se destinarían a Asia, para compensar el menor suministro de gas ruso. También justifican las peticiones políticas de alto nivel formuladas por la Comisión Europea y la Administración estadounidense a los grandes consumidores asiáticos de GNL, como
Japón y Corea del Sur, para que desvíen cargamentos a Europa, con el fin de ayudar al aliado a hacer frente a su crisis de gas, de forma similar a como Europa y Estados Unidos ayudaron a Japón con el suministro de GNL tras el accidente de Fukushima de 2011.
La pregunta clave es a qué escala y durante cuánto tiempo podría utilizarse esta flexibilidad, teniendo en cuenta la creciente demanda de GNL en los países asiáticos.
Almacenamiento: ¿quién paga la gasolina?
Inyectar unos 700 TWh en los depósitos de la UE de cara al próximo invierno será un ejercicio costoso. A los precios actuales, costaría
al menos 70.000 millones de euros, frente a los 12.000 millones de años anteriores.
Por tanto,
Europa no sólo tendrá que encontrar a alguien que venda este gas, sino también a alguien dispuesto y capaz de comprarlo. Lo normal sería que este fuera el negocio de las compañías de gas europeas. Pero las empresas privadas son partidarias de maximizar los beneficios y son reacias al riesgo. Comprar a precios récord en un entorno de mercado en el que las decisiones geopolíticas y el comportamiento estratégico de un proveedor clave pueden cambiar drásticamente el equilibrio entre la oferta y la demanda es una apuesta con una ventaja limitada y enormes desventajas (véase la figura 5). Imagínese
lo que ocurriría si en verano las empresas de gas de la UE consiguieran acumular cerca de 1.000 TWh y Gazprom decidiera de repente que ha llegado el momento de liberar los volúmenes que retuvo el año pasado. Los precios bajarían drásticamente, dejando a todos los que almacenaron gas (ayudando a Europa a prepararse para el invierno) con enormes pérdidas. Se trata de un escenario de
catch-22: si las empresas no aumentan el almacenamiento, Gazprom podría seguir manteniendo el mercado muy ajustado, lo que llevaría a las empresas a perder mucho dinero al no poder abastecer a sus clientes. Sin embargo, si las mismas empresas almacenan mucho gas, Gazprom se verá tentada a inundar el mercado.
(...) Una forma de abordar esta cuestión a corto plazo pueden ser las obligaciones de almacenamiento (aunque añadir otras opciones de flexibilidad como el GNL y los contratos interrumpibles podría reducir el coste). Esto podría ayudar a coordinar a las empresas, especialmente si el coste puede repercutirse en los consumidores finales. Pero esto sólo funciona bien si se organiza a nivel europeo, pues de lo contrario los países de la UE podrían sobrepujar para rellenar sus almacenamientos en medio de un suministro limitado.
Otro elemento sería el
reparto de riesgos entre las compañías de gas y los gobiernos, de modo que las empresas no soporten toda la volatilidad de los precios del gas cuando lo almacenen. En una situación excepcional, podría concebirse el paso a la
adquisición coordinada de gas para el almacenamiento por parte de los gobiernos.
Impactos regionales
Los países europeos se verán afectados de forma diferente por la pérdida de gas ruso. Algunos vecinos directos que no están conectados a la red de la UE (Finlandia y los países bálticos) consumen relativamente poco y tienen sus propias disposiciones de seguridad energética, como la terminal de GNL de Klapeida (LT) y la capacidad finlandesa de pasar del gas al petróleo.
(...) Bélgica, Francia y los Países Bajos reciben muy poco gas ruso, mientras que Alemania obtiene más de la mitad del suyo de ese origen y
la mayoría de los países de Europa del Este (a excepción de Rumanía y Ucrania, que tienen una importante producción propia) dependen en gran medida de él.
Al profundizar en cada una de las rutas de los gasoductos desde Rusia, queda claro que
el 'Nord Stream 1' es crucial para Europa central, mientras que el tránsito por Ucrania es importante para los países de los Balcanes y también para Italia.
Esto implica, en primer lugar, una cuestión de infraestructura: ¿sería técnicamente posible llevar gas a países que actualmente se abastecen principalmente de gas ruso? Esta cuestión es difícil de responder, ya que la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (Entsog) no contempla una interrupción total del gas ruso en su
modelización anual de la seguridad del suministro. Es necesario que esto ocurra rápidamente y que se identifiquen los correspondientes cuellos de botella técnicos.
La segunda cuestión es cómo distribuir la escasez de gas entre los países de la UE y los consumidores. En tiempos
normales, los mercados realizarían este racionamiento de la manera más eficiente. Pero en una situación con curvas de demanda muy pronunciadas, fuertes preferencias políticas por los usuarios individuales y curvas de oferta casi totalmente inelásticas, estos riesgos dan lugar a un proceso en el que los gobiernos compiten en subvenciones a sus consumidores. Una guerra de ofertas de este tipo conduciría a precios más altos para todos, enriqueciendo a los proveedores externos sin propiciar importaciones significativamente mayores.
Conclusión y políticas opcionales
El escenario comentado requerirá improvisación y espíritu emprendedor. El mensaje principal es el siguiente: si la UE se ve obligada o está dispuesta a asumir el coste,
debería ser posible sustituir el gas ruso ya para el próximo invierno sin que la actividad económica quede devastada, la gente se congele o se interrumpa el suministro eléctrico. Pero habrá que revisar sobre la marcha decenas de reglamentos, los procedimientos y operaciones habituales, gastar rápidamente mucho dinero y tomar decisiones difíciles. En muchos casos, el tiempo será demasiado corto para obtener resultados perfectos.
(...)Reducir la dependencia europea plantea tres retos: 1) Conseguir que llegue la mayor cantidad de gas posible y no pagar en exceso por él; 2) Distribuir el gas por Europa y; 3) Distribuir el coste de esta operación. Este reto trascendental se complica aún más por la incertidumbre sobre el escenario en el que se encontrará Europa, así como por el hecho de que ésta tiene previsto reducir drásticamente las importaciones de esta fuente energética en las próximas décadas. Por lo tanto, correría un riesgo considerable si se lanzara a ciegas a firmar todos los contratos disponibles.
Será necesaria la intervención pública para garantizar unas importaciones suficientes. Puede adoptar la forma de un grupo de trabajo para coordinar las compras y evitar que las empresas compitan entre sí (...) Es probable que las empresas privadas se abstengan de comprar gas a los altos precios actuales, que sólo podrían vender con una pérdida sustancial si Rusia inundare el mercado. Por ello, la UE debería proporcionar a las empresas que almacenan gas, especialmente en los países más vulnerables, un seguro financiero contra ese escenario. Se podrían concebir contratos por diferencia,
que devuelvan a las empresas la diferencia en caso de que los precios acaben por debajo de los 70 euros/MWh el próximo invierno.
Estos esfuerzos son necesarios, pero no suficientes. Durante los próximos 12 meses, poco se puede hacer para eliminar los fuertes cuellos de botella físicos. Sin el gas ruso, seguirá habiendo un desfase entre los suministros y la demanda de un año
normal. Se pueden adoptar medidas excepcionales para reducir la demanda. Enviarían una señal de desafío europeo unido y detendrían los miles de millones de euros que actualmente fluyen de oeste a este.
