Del mundo a su contador: claves y tendencias de los mercados de gas

La reciente subida de los precios del gas en Espa?a tiene un doble componente internacional: el aumento del precio del CO? en la UE y la tendencia hacia mercados del gas m¨¢s flexibles, que en el caso de Espa?a se ejemplifica por la competencia entre el gas argelino y el Gas Natural Licuado (GNL) de Estados Unidos. Ambos elementos aportan explicaciones coyunturales, pero tienen tambi¨¦n implicaciones estrat¨¦gicas a m¨¢s largo plazo. ?Cu¨¢nto gas necesitan Europa y Espa?a, y por cu¨¢nto tiempo? ?A qu¨¦ precio, de d¨®nde y bajo qu¨¦ modelo contractual? ?Est¨¢ el gas, denominada fuente de transici¨®n, en transici¨®n ¨¦l mismo hacia el hidr¨®geno?

Empezando por la coyuntura, el precio de los derechos de emisi¨®n en Europa comenz¨® 2021 en m¨¢ximos hist¨®ricos, el doble del precio registrado tras el hundimiento de marzo por la pandemia. El impacto m¨¢s importante, no obstante, lo constituye la repercusi¨®n de los precios del gas. En 2020, estos se mantuvieron bajos en los mercados europeos, pero subieron con fuerza en diciembre por el contagio de las subidas en Asia en previsi¨®n de un invierno de bajas temperaturas y las propias previsiones europeas. El mercado ib¨¦rico del gas, MIBGAS, se dispar¨® en los d¨ªas del temporal por la conjunci¨®n de una fuerte demanda y restricciones de oferta. Por un lado, precios r¨¦cord en Asia desviaron buques de GNL destinados inicialmente a Espa?a, alguno de ellos con muy poca anticipaci¨®n. Por otro, las exportaciones desde Argelia, que ya hab¨ªa tenido problemas con una de sus terminales de gas en diciembre, se redujeron de nuevo coincidiendo con el temporal por dificultades en el procesamiento del gas, reduciendo las exportaciones a casi una cuarta parte de lo habitual en estas fechas.

Los precios alcanzaron m¨¢ximos hist¨®ricos en Espa?a, triplicando los de los principales hubs europeos, y el sector gasista espa?ol tuvo que recurrir a medidas de emergencia en una situaci¨®n extremadamente complicada: se aumentaron las compras a Francia, Enag¨¢s liber¨® reservas y aceler¨® la llegada de metaneros, y las empresas comercializadoras de gas se pusieron a buscar nuevos cargamentos de GNL. Cuando Argelia restableci¨® los suministros los precios del gas en Espa?a se redujeron casi a la mitad, como ya ocurri¨® en enero de 2017 cuando otra ola de fr¨ªo coincidi¨® con problemas en el parque nuclear franc¨¦s y la espiral de precios fue en parte resuelta con suministros argelinos adicionales. Este nuevo episodio de pico de precios ejemplifica las tensiones entre dos estrategias de aprovisionamiento: suministros de precios relativamente m¨¢s alto pero seguro, como el que ofrecen los contratos de gas argelinos a largo plazo e indexados al petr¨®leo; y proveedores m¨¢s flexibles como los del GNL estadounidense, que suelen ofrecer precios m¨¢s bajos pero incrementos m¨¢s bruscos, e incluso desv¨ªan en el ¨²ltimo momento cargamentos previstos buscando mejores condiciones.

Los operadores espa?oles aplican una combinaci¨®n de ambas para optimizar el riesgo de su cartera de contratos, lo que implica conseguir precios medios m¨¢s bajos a expensas de picos coyunturales cuando los mercados se tensionan. Como resultado, durante varios meses de 2020 Estados Unidos y Qatar superaron a Argelia como suministrador de gas a Espa?a. Sus exportaciones a Espa?a pasaron de m¨¢s del 50% del total en 2018 al 28% en los primeros 11 meses de 2020. En cambio, Estados Unidos pas¨® a suponer el 16%, por delante de Nigeria, Rusia (11% cada uno) y Qatar (9%). En octubre, Naturgy y Sonatrach, la compa?¨ªa nacional del pa¨ªs, llegaron a un acuerdo para reducir los precios del gas tras un desencuentro de varios meses. Junto con el aumento de precios en Asia, que atrajo los cargamentos estadounidenses, las exportaciones argelinas crecieron mientras las importaciones espa?olas de GNL bajaban. A principios de a?o, los precios r¨¦cord en los mercados asi¨¢ticos agravaron la situaci¨®n desviando cargamentos previstos, los suministros argelinos fallaron, y el temporal y la ola de fr¨ªo hicieron el resto.

Cabe preguntarse por las perspectivas a m¨¢s largo plazo de los mercados de gas y sus implicaciones para Espa?a y la UE. Aunque el precio del CO? haya subido con fuerza, sigue por debajo de las estimaciones m¨¢s conservadoras sobre su coste social y la alineaci¨®n de las pol¨ªticas europeas con el Pacto Verde tender¨¢ previsiblemente elevarlo. La propuesta de la Comisi¨®n sobre un mecanismo de ajuste de carbono en frontera o la gradual inclusi¨®n en los acuerdos con terceros pa¨ªses de criterios referidos al respeto al Acuerdo de Par¨ªs ayudar¨¢ a prevenir eventuales fugas de carbono (la p¨¦rdida de inversiones y exportaciones por el mayor coste del CO? en la UE) y a soportar su precio. La UE acaba de elevar su objetivo de reducci¨®n de emisiones al 55% para 2030, a?o para el cual el Plan Nacional Integrado de Energ¨ªa y Clima (PNIEC) espa?ol prev¨¦ una leve reducci¨®n del papel del gas. Con vistas a 2050, tanto la UE como Espa?a tienen estrategias de neutralidad carb¨®nica, por lo que esa reducci¨®n deber¨¢ ser m¨¢s acusada y acompa?arse de medidas de descarbonizaci¨®n (captura y secuestro de carbono) y de la transici¨®n hacia el hidr¨®geno.

En ese periodo de transici¨®n, el papel de Argelia seguir¨¢ siendo determinante, como muestran los recientes acontecimientos. El pa¨ªs necesita atraer inversiones para revertir el declive de su producci¨®n, seguir ajustando sus precios y contratos a la nueva realidad de los mercados, y reducir los subsidios que mantienen disparado el consumo interno y limitan la capacidad de exportaci¨®n, que podr¨ªa colapsar en ausencia de reformas energ¨¦ticas de calado. Las exportaciones estadounidenses mundiales de GNL tambi¨¦n parecen haberse consolidado, acabando 2020 en niveles r¨¦cord y precios al alza, con pron¨®sticos de aumento del 30% para 2021, aunque su destino depender¨¢ del arbitraje entre los diferenciales de precios regionales. Su modelo contractual seguir¨¢ ofreciendo opcionalidad a los operadores espa?oles y europeos, lo que entra?a asumir puntas de precios y dificultades log¨ªsticas ocasionales (eso s¨ª, normalmente cuando m¨¢s se necesitan). En Europa estas fuentes se suman a nuevas infraestructuras ya realizadas, como el reci¨¦n inaugurado gasoducto transadri¨¢tico (TAP) que transporta gas azer¨ª desde el Caspio hasta Italia; o previstas, como el Nordstream 2 o la l¨ªnea europea del TurkStream.

A m¨¢s largo plazo, la transici¨®n hacia el hidr¨®geno plantea incertidumbres que trascienden las cuestiones tecnoecon¨®micas, como las implicaciones geopol¨ªticas de sus distintos colores. La apuesta por el hidr¨®geno verde prima a campeones potenciales como Marruecos, Chile, Egipto o la propia Espa?a, pero tambi¨¦n a los pa¨ªses del Golfo P¨¦rsico, todos ellos con costes de generaci¨®n de renovables muy bajos. En cambio, los actuales productores de hidrocarburos apuestan por el hidr¨®geno marr¨®n, gris o azul, obtenidos a partir de la gasificaci¨®n del carb¨®n, el gas y el gas con captura y secuestro de carbono, respectivamente. As¨ª, algunos de los principales actores de la futura geopol¨ªtica del hidr¨®geno pueden ser los mismos del actual mercado del gas, junto a otros de similar pelaje. No estar¨ªa de m¨¢s ir trabajando en su gobernanza sobre la base de las lecciones aprendidas del gas, incluyendo las de crisis de precios como la que acabamos de padecer.

Gonzalo Escribano es director del Programa de Energ¨ªa y Cambio Clim¨¢tico del Real Instituto Elcano y profesor de Econom¨ªa en la UNED. Twitter: @g_escribano