A medida que se acerca la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26), los llamamientos de la comunidad internacional para intensificar los esfuerzos para combatir el cambio climático son cada vez más fuertes. Si bien el tema de las fuentes de energía renovable ha ocupado un lugar destacado en la agenda de la mayoría de las economías desarrolladas desde hace bastante tiempo, el único agente de cambio radical parece ser una crisis grave, algo que sacaría a la comunidad energética de su zona de confort. Este momento aparentemente ha llegado, con los precios del gas natural, el carbón y la electricidad alcanzando máximos históricos en Europa durante las últimas semanas, y con analistas en Europa que esperan que los factores que impulsan estos precios persistan en las próximas semanas.
A muchos en los círculos políticos europeos les gustaría creer que es la empresa rusa Gazprom, el responsable en última instancia de lo que ha estado sucediendo, alegando que su supuesta renuencia a suministrar gas al mercado europeo ha desencadenado los eventos que hicieron que los precios del gas natural se cuadruplicaran y que los precios de la electricidad se duplicarán en 2021. Sin embargo, la empresa rusa no incumplió ningún contrato, ni fue culpable de reducir los volúmenes de tránsito de gas que pasa por Ucrania.
Además, los precios híbridos bajo contratos a largo plazo hacen que el gas ruso sea significativamente más barato para el consumidor en comparación con el costo del que proviene de los principales centros de la Unión Europea.
Si bien sería difícil discutir el hecho de que Gazprom está llenando sus instalaciones de almacenamiento de gas subterráneos de una manera más lenta que el mercado en promedio o que la compañía apenas registra capacidad de tránsito de gas adicional a través de Ucrania, estos factores solo pueden tener un efecto marginal sobre el costo total de los productos energéticos.
Gráfico 1. Precios del gas natural en 2017-2021 (USD / MMBtu)
Precios del gas: ¿La elusión de las reglas?
El alto costo del gas en Europa se hizo evidente a principios de 2021 cuando los países europeos estaban agotando sus reservas de gas después del invierno relativamente frío de 2020/2021. Al mismo tiempo, las industrias en Europa, así como la actividad económica en un sentido más amplio, se estaban recuperando de la recesión desencadenada por la pandemia COVID-19, que se tradujo en una creciente demanda de gas.
Cada mes, se hizo cada vez más obvio que la inyección de gas natural en las instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas (UGS) se estaba realizando más lentamente de lo esperado. De agosto a septiembre de 2021, todas las esperanzas de que la situación volviera a la normalidad se evaporaron, ya que el nivel de llenado de las instalaciones de UGS fue una media de 20 puntos inferior al promedio de los últimos cinco años.
En este contexto, el público en Europa comenzó a prestar mucha atención a los movimientos de Gazprom en el mercado europeo, ya que la mayoría de sus instalaciones de almacenamiento de gas en la UE (aproximadamente un total de 12 mil millones de metros cúbicos, de los cuales unos 6,5 mil millones se encuentran en Alemania) fueron llenándose significativamente más lento que la media europea. La ya lenta inyección de gas se vio agravada por un incendio ocurrido en la Planta de Tratamiento de Condensados de Urengoy, que obligó al monopolio ruso del gas a recortar temporalmente la producción. No obstante, los portavoces de Gazprom aseguraron al público que el trabajo para llenar las instalaciones de almacenamiento en Rusia, aproximadamente 73 mil millones de metros cúbicos en total, continuó de acuerdo con el plan sin contratiempos esperados, aunque nunca proporcionaron datos específicos sobre la tasa de inyección.
Estos hechos llevaron a algunos eurodiputados a presentar una solicitud oficial a la Comisión Europea para investigar posibles manipulaciones en el mercado del gas por parte de Gazprom.
En primer lugar, el malentendido se debe a la renuencia de Gazprom a aumentar la producción. Los pronósticos de exportación para 2021 no han cambiado a lo largo del año, rondando entre 175 y 183 mil millones de metros cúbicos por año, mientras que el presupuesto de Gazprom para 2021 suponía un precio promedio de $ 170 por 1,000 metros cúbico, que es exactamente $ 100 por 1,000 metros cúbicos más alto que se prevé en la previsión actual del precio medio anual de exportación, que ahora se ha revisado tres veces. Sin embargo, sería un error culpar directamente a Gazprom por el aumento de los precios del gas durante enero-septiembre de 2021, ya que su influencia en el mercado de GNL, una de las principales fuerzas impulsoras para impactar la situación con la escasez de gas en Europa, fue bastante insignificante.
Suministro y Precios del GNL
Cabe señalar que el suministro mundial de GNL no disminuyó en comparación con el año anterior: mientras que en enero-septiembre de 2020 se suministraron 274 millones de toneladas de GNL, en el mismo período de 2021 se registró un aumento de hasta 290 millones de toneladas. Mientras que la economía global se está recuperando para ver crecer la demanda de GNL, las interrupciones del gas en Australia, Malasia, Perú y Omán, junto con el continuo tiempo de inactividad de la terminal de exportación de Snøhvit LNG en el norte de Noruega, junto con la caída en la producción y la reducción de los volúmenes de exportación en Nigeria y Trinidad y Tobago, han llevado a la gente a creer que hay escasez de GNL en el mercado, al darse cuenta de que los consumidores en Europa y Asia puede estar en competencia directa. Todo esto dio lugar a precios más altos del GNL, a pesar de que los precios suelen ser más bajos en verano en comparación con el nivel medio en invierno.
Mientras sopla el viento …
Si bien el precio del gas natural sigue aumentando, las naciones del noroeste de Europa se han enfrentado a otro desafío, a saber, la imprevisibilidad del viento. Países como el Reino Unido, donde los parques eólicos pueden generar hasta un tercio de la electricidad (dependiendo de las condiciones climáticas), no estaban preparados para un largo período de calma.
Durante la primera quincena de septiembre, el Mar del Norte fue testigo de un fenómeno bastante raro en el que las turbinas eólicas marinas no lograron generar ni la mitad de la energía que normalmente producen: durante un período de dos semanas, la generación de energía fue inferior a 6 MWh, en un gran contraste con los habituales 10–12 MWh.
La situación con la generación de energía eólica y eléctrica había vuelto a la normalidad a mediados de septiembre; sin embargo, persiste el problema de la fiabilidad del viento a largo plazo. Mientras tanto, la UE está buscando aumentar la participación de la energía eólica en su matriz energética hasta un 20% para 2050. Su capacidad total de energía eólica sufrió un gran impacto a raíz del Brexit, ya que las 11.000 turbinas del Reino Unido proporcionaron más de 24 GW de potencia: el país ha sido durante mucho tiempo un líder europeo en términos de penetración de parques eólicos en el mercado nacional. Muchos países han seguido los pasos de Gran Bretaña: Francia se propuso construir su primera plataforma eólica marina, España publicó una nueva estrategia de energía eólica y Grecia tiene la intención de hacer lo mismo pronto. Sin embargo, nadie tiene una respuesta convincente a la pregunta: «¿Qué pasará si el viento ya no sopla?»
Energía Nuclear
En la medida de lo posible, la energía nuclear es la solución más fácil, así como la más barata. Como la mayor potencia nuclear de la UE, Francia habría soportado el pánico del mercado por los precios de la electricidad con menos pérdidas si cuatro de sus reactores nucleares (con una capacidad total de 4,2 GW) no se hubieran sometido a reparaciones programadas.
Donde Europa se quedó corta, Corea del Sur y Japón pueden tener éxito. Los precios excesivamente altos del GNL obligaron a Corea del Sur a restaurar parte de su capacidad de producción de reactores nucleares. Japón ha avanzado en este sentido durante los Juegos Olímpicos, cuando la central nuclear de Kansai ayudó a cubrir necesidades adicionales de electricidad. La renuencia de Japón a comprar costosos envíos de GNL en el mercado spot es una de las razones por las que el país ya tiene nueve reactores nucleares en funcionamiento.
Carbón: Viejo pero dorado
La reinstalación de las instalaciones nucleares en desuso se vio ensombrecida por la reactivación de las antiguas centrales eléctricas de carbón. El Reino Unido, que busca cerrar todas las centrales eléctricas de carbón para 2024, se vio obligado a reiniciar parte de su capacidad de generación.
Ha pasado menos de un año desde que las turbinas eólicas se convirtieron en la principal fuente de electricidad en Alemania; sin embargo, para el otoño de 2021, la mayor economía de la UE tuvo que ver otro renacimiento del carbón, ya que la generación de electricidad en las plantas de carbón se ha más que duplicado desde 2020, alcanzando una media de 8,5 GWh en el transcurso de septiembre.
El carbón no solo servirá como la principal fuente de energía de Alemania en 2021, sino que también mantendrá su ventaja competitiva sobre el gas, que cuesta 10 euros por MWh más.
El primer paso hacia un aumento gradual de los precios del carbón parecía ser el embargo de China sobre el carbón australiano, mientras que Australia e Indonesia han sido los principales proveedores de carbón a China desde noviembre de 2020. El embargo actual ha aumentado significativamente el costo del carbón para los importadores chinos, ya que se necesita construir relaciones desde cero y con países más remotos. Al mismo tiempo, los flujos de exportación de Australia han rediseñado el mapa de Asia en términos de participación de mercado. Sin embargo, la minería en China sigue sufriendo debido a la participación del gobierno destinada a combatir la competencia desleal. Por ejemplo, se estableció un período de inspección obligatorio de dos meses en la provincia minera de carbón más grande del país. Los precios domésticos del carbón luego se duplicaron: a mediados de septiembre, los contratos de futuros en la Bolsa de Productos Básicos de Zhengzhou estuvieron ligeramente por debajo de los 1000 CNY (160 dólares) por tonelada.
Aún así, el carbón recibió un impulso debido a los altos precios sin precedentes del gas natural. Una vez que el comercio mundial de la materia prima cayó drásticamente en 2020, muchos habían descartado el carbón, pero está disfrutando de un renovado interés en países que tradicionalmente han podido cambiar de una materia prima de hidrocarburos a otra (Alemania es precisamente uno de esos estados en Europa). Por lo tanto, las importaciones de carbón a Europa en agosto de 2021 volvieron a los niveles anteriores a la pandemia (es decir, los niveles del otoño de 2019, unos 12 millones de toneladas por mes) y continuaron creciendo más tarde en septiembre. Esta creciente demanda hizo subir los precios y los duplicó en tan solo cuatro meses para alcanzar un valor nunca antes visto de USD185 / ton.
Aunque podría parecer un aumento temporal condenado al colapso, el promedio anual de los futuros del carbón de Rotterdam para 2022 (también llamado API2) fluctúa en el rango de USD 130-140/ t. Por lo tanto, podemos esperar que los precios se mantengan altos, y no solo durante un mes. Además, el carbón sigue siendo competitivo en comparación con el gas, aunque su uso conlleva mayores costes de carbono (las emisiones de carbono están gravadas según la legislación de la UE).
Con el comercio de carbono a un nivel sin precedentes de 61–62 EUR / t, así como el carbón, este último sigue siendo más rentable que el gas natural, incluso con estos costes añadidos. La combinación relativamente simple de una débil generación de energía a partir de fuentes de energía renovables y el suministro insuficiente de gas natural bien puede haber puesto en primer plano los dos segmentos más impopulares del sector energético europeo, la nuclear y el carbón.
Al mirar hacia el futuro, vale la pena señalar que los precios de la electricidad probablemente descenderán al final, al menos cuando se solucione la situación con la energía eólica, ya que las previsiones de viento para el Mar del Norte en octubre son en gran medida positivas.
Las centrales nucleares francesas que vuelvan a funcionar y la reinstalación de centrales eléctricas de carbón también ayudarán a aliviar la escasez de suministro energético. No obstante, el gas natural, el principal “combustible de transición” en el camino hacia una economía baja en carbono, seguirá estando en el centro de los debates.
Europa seguirá compitiendo con Asia por los envíos de GNL que quedan en el mercado, aunque es poco probable que esté dispuesta y sea capaz de pagar más que sus competidores en Asia. Hay pocos factores que podrían mejorar la situación en Europa, lo que generará un mayor interés en Nord Stream 2. El ardor de los comerciantes puede enfriarse temporalmente si los requisitos del regulador alemán, la Agencia Federal de Redes (BnetzA), para otorgar una licencia para utilizar la tubería se cumplen. Sin embargo, es poco probable que Berlín se apresure a tomar esta decisión, sin estar dispuesta a demostrar una actitud preferencial hacia los negocios. Por eso tendremos que esperar y esperar que el invierno de 2021/2022 llegue a ser suave.
Artículo Renaissance of Fossil Fuels: Consequences of Europe’s Energy Market Panic publicado por Modern Diplomacy | Autor: Viktor Katona| Traducción y edición libre al Español por GNL GLOBAL
