Los futuros de gas natural en Europa han vuelto a superar los 33 euros por MWh tanto en el hub holandés TTF, referencia para Francia, Alemania y Países Bajos, como en el Mibgas ibérico de España y Portugal. Es su nivel más alto desde principios de enero y su escalada se ha acelerado desde el pasado viernes cuando las alertas de un posible ataque inminente sobre Israel comenzaron a circular en los círculos de inteligencia militar de Estados Unidos y sus aliados. Finalmente, Irán lanzó una andanada de misiles y drones el sábado noche que fue neutralizada
La cotización de las dos referencias gasistas europeas se disparó más del 6% este martes, acumula un encarecimiento superior al 20% en cuestión de tres sesiones de mercado y casi un 50% desde febrero. Los operadores citan la prima de riesgo bélica como uno de los motivos del sobreprecio repentino en las transacciones. Israel ya ha señalado que tomará acciones de represalia pese a las presiones de Washington, Londres y París para que Tel Aviv se contenga en su contraataque.
Sin embargo, el temor a potenciales interrupciones en el suministro de gas a Europa y Asia se ha hecho presente en el mercado. La amenaza para el abastecimiento se ve compensada por el flujo abundante de metaneros de Rusia y Estados Unidos, además del descenso en el consumo por la finalización del invierno. El almacenamiento se encuentra en niveles récord para estas alturas de la temporada de 'calefacción' y la demanda ha disminuido debido al clima templado, creando un exceso de oferta y presionando los precios.
Sólo los últimos temporales habían levantado algo los precios desde que en febrero tocaron mínimos anuales en Europa en torno a los 23 euros, niveles previos a la invasión de Ucrania por parte de Rusia que desestabilizó el tablero energético. Sin embargo, la posibilidad de un conflicto en el Golfo Pérsico que afecte al transporte marítimo en el estrecho de Ormuz, bajo control de Irán, mantiene a la industria en alerta porque sus efectos se trasladarían a los precios que se pagan por el gas para los próximos meses y, sobre todo, el petróleo.
En el caso de España, la exposición a la región y a Oriente Medio es marginal en el gas con apenas un 3,5% de las importaciones procedentes de Catar, una superpotencia en la exportación de gas licuado (GNL). Según Enagás, el 85% del suministro en marzo, último dato disponible, provino de Argelia (42%), Rusia (25%) y EEUU (18%), mientras que en el acumulado anual el porcentaje conjunto se sitúa en torno al 71%. La cuarta fuente de gas más relevante para el sistema español es Nigeria, que también esquivaría cualquier situación de bloqueo en la zona.
Mirando al dólar y EEUU
Además de la incorporación de la prima bélica, el mercado europeo sufrió un evento imprevisto por la parada de producción de la planta de Nyhamna en Noruega, que redujo un 15% el flujo de gas al norte de Europa, según Montel News, que redujo el suministro en alrededor de 55 millones de metros cúbicos diarios. Se trata de una instalación por la que pasa el gas de los principales campos de hidrocarburos noruegos, como Ormen Lange, Aasta Hansteen y Dvalin.
Por otro lado, las importaciones de GNL de países asiáticos continúan en aumento y presionan también al mercado en su conjunto, con China recuperando parte del protagonismo en el gas licuado. Estados Unidos ha sido el proveedor preferente de gas hacia la superpotencia china hasta la guerra comercial bajo la Administración Trump que cambió las relaciones entre ambos países. España pasó a ser uno de los tres mayores importadores del gas de 'fracking' de EEUU.
La escalada de precios que se inició hace dos meses ha elevado la cotización del gas en Europa en casi 10 euros o casi un 50% en solo ocho semanas. El Gobierno de Joe Biden anunció entonces que frenaría la expansión de nuevos proyectos vinculados a la exportación de gas, después de que el Henry Hub cayese a mínimos pandémicos de 2020 por debajo de 1,5 dólares / mmBtu.
Sin impacto en el corto plazo, los inversores comenzaron a descontar que se traducirá en un menor suministro a futuro por parte de EEUU, que se ha convertido en el mayor productor del mundo. Solo unas semanas más tarde, varios productores de gas de fracking como EQT o Cheasepeake anunciaron su decisión de reducir el suministro por la situación de mercado de sobreabundancia y bajos precios.
A pesar de que en origen el precio se ha recuperado erráticamente en los hubs de Louisiana y Texas, hasta 1,7 dólares / mmBtu, los índices de TTF y Mibgas se han disparado. Adicionalmente, los importadores europeos se han encontrado con un proceso correctivo en el tipo de cambio del euro y dólar que ha llevado a la moneda europea a mínimos desde noviembre en torno a los 1,06 unidades. La aplicación casi inmediata del sobrecoste por el efecto divisa también se está trasladando a la negociación de los contratos de GNL.
Efecto alcista sobre el precio de la luz
El repunte de los precios del gas ha llegado por sorpresa y puede dejar atrás las previsiones. "La competencia presente y futura con la demanda en Asia podría generar volatilidades más allá de los 30, pero sin superar en ningún momento los 35 euros / MWh, por lo menos, hasta la llegada del próximo otoño centro europeo", apunta Antonio Aceituno, director de la consultora Tempos Energía.
En su opinión, el equilibrio entre oferta y demanda es bueno en la actualidad por el auge de las renovables en el final de este invierno, pero recuerda que una vez finalicen las lluvias y el deshielo se volverá a echar mano del gas. Esto, a su vez, supondrá un incremento de los precios de la electricidad que afrontan varios vectores alcistas. "La energía hidroeléctrica pasará de fluyente a gran hidráulica, volviendo a pujar a coste de oportunidad, puesto que eólica y solar no bastarán para cubrir toda la demanda y esta entrará junto al gas, subiendo así los precios", añade.
