Hace doce meses, la amenaza del 'gas-aggedon' por parte de la Rusia de Vladimir Putin puso en órbita los precios de este combustible básico para las calefacciones y generación eléctrica en Europa. Los precios llegaron a cotizar hasta un 1.000% por encima de su promedio histórico, en los 340 euros / MWh, en el mercado TTF holandés en previsión de un corte masivo del suministro, apagones eléctricos y escasez en Europa debido a la dependencia rusa. Un año después, el gas es más barato que antes de la guerra tanto el TTF como en el mercado ibérico Mibgas y en el Henry Hub de EEUU, origen ahora de más de un tercio del suministro europeo.
Los contratos con entrega en un mes sobre el Title Transfer Facility (TTF) que se negocian en Róterdam cotizaban este lunes por debajo de los 50 euros / MWh, su nivel más bajo desde el verano de 2021. Por su parte, el Mibgas ibérico se mueve también en torno a esos niveles de 50 euros en su cotización a un día, la de referencia en este mercado, aunque en este caso es su mínimo desde octubre de 2022 cuando cayó al rango de 20-30 euros.
Para ambos mercados, los máximos históricos de 345 y 252 euros/MWh, respectivamente, parecen agua pasada gracias al cálido invierno europeo, al menor consumo de gas y, en parte, a que las grandes economías del Este, como Alemania y Polonia, han tirado de carbón para la producción eléctrica y han evitado mayor tensión en la demanda, según los expertos. La realidad ahora es que los precios del gas están más baratos que antes del inicio de la guerra hace 365 días. El TTF se movía entonces por encima de los 80 euros, mientras que en el Mibgas se negociaba el MWh a más de 70 euros.
Donde más se está notando la sobreabundancia de la oferta de gas en el Henry Hub estadounidense, que mide los precios de entrada a las principales terminales exportadoras del país. Su cotización se ha situado por debajo de los 2,3 dólares / mmBtu, equivalente a unos 7,5 euros / MWh, un 75% por debajo de los máximos que alcanzó en 2022. En realidad, los precios en Mibgas se movían en ese nivel antes de la pandemia y, sobre todo, cuando fluía sin restricción el gas de Argelia hacia España.
¿Por qué se han desplomado las cotizaciones en EEUU pero no repercuten en la factura del gas en España? La razón está en las siglas GNL o LNG en inglés, es decir, que el combustible debe ser licuado para su transporte en metanero a bajísimas temperaturas (-160 grados) para ser recalentado en destino y distribuido en la red de gasoductos finalistas de cada país. Por tanto, el precio tan bajo en origen se ve multiplicado por los costes de regasificación, transporte marítimo, distribución y comisiones de intermediación de todas las partes implicadas hasta su llegada a Europa.
Europa ya supone el 60% de todas las exportaciones de gas estadounidense en el mundo en este momento, pero el invierno va camino de terminar y la demanda ha dejado de esta tensa. España mantiene una posición privilegiada en ese comercio energético del GNL procedente del fracking. Desde que en 2016 comenzaron las exportaciones masivas de la industria estadounidense, Enagás se ha convertido en uno de los receptores clave de ese combustible.
Solo Corea del Sur y Japón han comprado más GNL a EEUU que España en el ranking acumulado desde entonces, pese a que durante los últimos doce meses Francia, Reino Unido y Países Bajos han llegado a recibir de manera regular más metaneros con gas americano. Pese a las sanciones en materia energética por parte de la Unión Europea (UE), España ha disparado la importación también desde Rusia, que en 2022 supuso el 12% de todo el gas consumido y el pasado enero, un 18%. Como publicó 'La Información', los consumidores españoles destinaron el equivalente a 3.200 millones de euros a la compra de gas ruso el año pasado, y unos 7.400 millones a EEUU.
El foco del mercado está en el próximo invierno
Pero el invierno de 2022/23 ya está visto para sentencia y las cadenas de suministro de gas han aguantado, como también la estrategia de llenado progresivo de los almacenamientos en Europa. Los operadores ya apuntan a la próxima temporada de invierno como la verdadera prueba de fuego sobre la capacidad de Europa para zafarse de la dependencia del gas de Rusia, sobre todo, después de la destrucción de los dos gasoductos Nord Stream hacia Alemania que, de estar funcionando, prácticamente hubiesen convertido a los alemanes en potencia reexportadora de gas como España con Argelia antes del cierre del tubo que pasa por Marruecos.
Esa circunstancia lo cambia todo. Salvo que en el Viejo Continente se vuelven a rehabilitar licencias para la exploración y extracción de gas en subsuelo europeo, la tensión de los precios seguirá presente. "Es probable que los precios se mantengan estructuralmente más altos de lo que eran antes de la invasión rusa", aseguró Henning Gloystein, director de energía de la firma Eurasia Group, en declaraciones a Bloomberg.
¿De qué niveles estamos hablando? En realidad, los actuales. Antes de la guerra o de la pandemia, el precio del gas en Europa se ha negociado en torno a los 10 euros durante años debido, precisamente, al exceso de capacidad de exportación de EEUU y de Rusia, que les ha convertido en los mayores productores del mundo, imitando el papel de Oriente Medio con el petróleo.
Sin embargo, hay expertos que ven de forma menos grave la situación, tanto por el lado de la competencia entre productores como por el de la reducción de demanda por el menor consumo y la diversificación de fuentes. "El clima más templado ha reducido la demanda de calefacción y, como resultado, Europa está experimentando un aumento inusual en el almacenamiento de gas en pleno invierno. El almacenamiento de gas está lleno en un 84% en comparación con un promedio de cinco años del 70 %. Parece que Europa entrará en la temporada de inyección con un almacenamiento cómodo", apunta Warren Patterson, estratega jefe de 'commodities' en ING.
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