Crisis del gas en Europa: El foco se desplaza a 2023

Los precios han bajado y el mercado mira más allá del próximo invierno ya que llenar los depósitos de gas será aún más difícil en 2023.

Valerio Baselli 15/11/2022
Facebook Twitter LinkedIn

Gas being flared

El tiempo más cálido de lo normal de las últimas semanas ha retrasado el inicio de la temporada de calefacción, enfriando los precios del gas a 109 euros por megavatio-hora, frente a los 196 euros de hace sólo tres meses. Esto está provocando un cauto optimismo respecto al invierno que se avecina.

A finales de octubre, el nivel medio de llenado de los depósitos de gas de los Estados miembros era de alrededor del 95%, un nivel que sólo cubre el 28% del consumo anual en la UE. Países con poca capacidad de almacenamiento, como Bélgica o Portugal, han conseguido llenar sus depósitos por completo, lo que ha dado lugar a titulares positivos, pero sólo significa que están almacenando el 5-6% de su consumo anual.

 

 

 

Probablemente lo lograremos

Hay una gran salvedad. Aunque la mayoría de los Estados miembros de la UE tienen instalaciones de almacenamiento de gas en su territorio, la friolera de dos tercios de la capacidad total se encuentra en sólo cinco países: Alemania, Italia, Francia, Países Bajos y Austria.

Según la nueva normativa, los países que no disponen de instalaciones de almacenamiento deben almacenar el 15% de su consumo anual de gas doméstico en reservas situadas en otros Estados miembros, con lo que tendrán acceso a las reservas de gas almacenadas en otros Estados miembros. Este mecanismo refuerza la seguridad de los suministros de gas de la UE, a la vez que comparte la carga financiera de llenar las capacidades de almacenamiento de la UE. Los Estados miembros con menor capacidad de almacenamiento colaborarán con los que posean mayores instalaciones para asegurar sus reservas.

"Incluso si no hay flujo de Rusia, deberíamos poder pasar el invierno; al menos suponiendo que las actuales importaciones de los Países Bajos y Noruega no se desvíen a Europa central y el invierno no resulte extremadamente duro", dice Maurizio Mazziero, analista financiero y experto en materias primas, sobre la situación de Italia, por ejemplo.

 

Un nuevo ecosistema de proveedores

Los datos de la UE muestran que el principal proveedor de gas en la primera mitad del año fue Noruega, con un 23% de los suministros - o alrededor del 50% de los volúmenes de gas doméstico de Europa - seguido de Argelia, con un 11%. El déficit de gas ruso se ha compensado principalmente con un fuerte aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL), sobre todo de Estados Unidos.

Entre enero y agosto de 2022, las importaciones de GNL de Estados Unidos representaron casi 40.000 millones de metros cúbicos, casi el doble de la cifra total de 2021. De hecho, Estados Unidos se convirtió en el mayor exportador mundial de GNL en 2022.

Pero suponiendo que el tiempo será suave y que Europa pasará el invierno con su almacenamiento; ¿qué pasará el año que viene? Cuando la demanda disminuya, la carrera por el reabastecimiento volverá a empezar.

En su intervención en la Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference de la semana pasada, Claudio Descalzi, consejero delegado de ENI, afirmó que la bajada de precios del gas en Europa en los últimos meses podría no ser duradera: El reabastecimiento para el invierno del próximo año será mucho más difícil. "En 2023 habrá grandes problemas porque no habrá gas ruso. En este contexto, por ejemplo, será esencial que Italia duplique el flujo de gas procedente de Argelia".

Al mismo tiempo, es probable que veamos cómo el GNL estadounidense sigue llegando a Europa, pero esto no descarta que se produzcan nuevos cuellos de botella en el suministro en un futuro próximo. Los clientes europeos tendrán que esperar unos años para disponer de suministros adicionales, simplemente porque la infraestructura necesita tiempo para construirse.

 

¿Qué esperar el próximo año?

Aunque los precios TTF (precio del gas en los Países Bajos) siguen siendo la mitad de los que alcanzaron en agosto, se ha recuperado el impulso alcista. Esto es así a pesar del clima benigno, los altos niveles de almacenamiento y las discusiones políticas de la UE que buscan más medidas para mitigar los altos precios de la energía.

"Creemos que el mercado está mirando más allá del suave mes de octubre para ver el clima invernal que se avecina y un panorama de oferta todavía muy ajustado que podría agravarse", afirma Christopher Louney, estratega de materias primas de RBC Capital Markets. "Aunque la mayoría estima que Europa superará este invierno, probablemente será doloroso y no hay que subestimar el coste económico de los altos precios del gas en la UE. Como mínimo, los problemas actuales de desequilibrio y demanda de gas natural no van a desaparecer antes del próximo invierno, y podría ser aún más difícil de año en año si el almacenamiento es difícil de conseguir."

Como se espera que Nord Stream 1 siga sin funcionar tras las explosiones de septiembre, Europa tendrá que depender en gran medida de las importaciones mundiales de GNL para sus necesidades energéticas inmediatas. "La competencia por el GNL ha sido intensa este verano, ya que los países de todo el mundo se han preparado para el invierno, lo que ha provocado un mayor riesgo de subida del precio del GNL al contado", afirma Shikha Chaturvedi, responsable de Estrategia Global de Gas Natural de J.P. Morgan, en su última perspectiva.

La subida de los precios también ha atraído una flotilla de importaciones de GNL a Europa, lo que ha permitido a los países reforzar sus reservas de gas natural de cara al invierno. "El precio ha hecho gran parte del trabajo pesado para ayudar a rellenar el almacenamiento, no sólo reduciendo la demanda, sino también atrayendo suficientes cargamentos de GNL al contado. El almacenamiento de gas natural del noroeste de Europa ya ha superado el 95% de su capacidad", continúa Chaturvedi. "La actual debilidad de los precios que se observa en el mercado TTF se debe probablemente a la congestión del almacenamiento, con el inicio relativamente cálido de la temporada de calefacción de invierno hasta ahora".

De cara al futuro, se prevé que la escasez de energía persista a lo largo de 2023. "Incluso si el mercado de gas natural del noroeste de Europa sale de la temporada de invierno con un 35% en el almacenamiento, no cambia el hecho de que Europa probablemente tendrá dificultades para encontrar suficiente suministro nuevo para alcanzar el 90% de llenado en octubre de 2023", afirma el estratega. "Nuevas reducciones de los flujos por parte de Rusia, especialmente a través de Ucrania, harían mucho más difícil la recarga del almacenamiento el próximo verano".

En general, según el estudio de J.P. Morgan, se prevé que el precio de la TTF alcance los 165 euros/MWh en el primer trimestre de 2023, 150 euros en el segundo, 175 euros en el tercero y 190 euros en el último trimestre del próximo año. "Aunque esperamos que los precios sigan siendo elevados en la segunda mitad de 2023 debido a la creciente penetración de Europa en el mercado mundial de GNL al contado para el suministro, también esperamos que, con un clima invernal normal esta temporada, el precio debería ser en promedio más bajo de lo que refleja actualmente la curva a plazo en los próximos meses", concluye Chaturvedi.

 

 

 

La difícil tarea de abandonar el TTF

La afluencia masiva de gas natural licuado en el extranjero y el estrangulamiento de los suministros de los gasoductos rusos hacen que el TTF ya no refleje la oferta y la demanda en los mercados internacionales del gas, según la UE. Por ello, el bloque tiene previsto crear un nuevo índice de referencia basado en las transacciones para el gas importado. Ese nuevo benchmark pretende reflejar mejor los suministros de GNL mediante el uso de un administrador que reúna los datos de las transacciones, en lugar de basar los precios únicamente en las transacciones reales.

El plan es tan controvertido que incluso un empleado de la agencia comunitaria ACER -la organización encargada de elaborar el nuevo punto de referencia- ha expresado públicamente sus dudas.

En una entrevista con el Financial Times, el jefe de análisis de datos de mercado de ACER, Iztok Zlatar, dijo que "es una tarea exigente desde el punto de vista operativo", ya que muchos acuerdos de GNL se hacen a medida y se negocian en privado, y que ACER "no puede decir" si el nuevo benchmark sería aceptado por el mercado.

Get Morningstar's daily UK newsletter

Sign Up

Facebook Twitter LinkedIn

Títulos Mencionados en el Artículo

Nombre TítuloPrecioCambio (%)Rating Morningstar
Eni SpA14,18 EUR1,65
Uniper SE5,18 EUR-5,91

Sobre el Autor

Valerio Baselli

Valerio Baselli  es Senior International Editor de Morningstar.

© Copyright 2022 Morningstar, Inc. Reservados todos los derechos.

Términos de uso        Política Privacidad        Cookie Settings