El bajo almacenamiento de gas en Europa amenaza con facturas energéticas invernales elevadas

La diferencia equivale a algo más que una advertencia estadística. Europa ha pasado cuatro años reduciendo su dependencia del gas ruso por gasoducto, sustituyendo buena parte de ese suministro por GNL entregado a través de redes internacionales de transporte marítimo. Eso ha ampliado sus fuentes de energía, pero también ha hecho que el precio de mantener abastecidos los hogares y las fábricas europeas dependa cada vez más de acontecimientos muy alejados del continente.

Un colchón menor frente a la demanda invernal

Las instalaciones de almacenamiento subterráneo de Europa contenían aproximadamente 845 teravatios-hora de gas el 21 de octubre, por debajo de la norma estacional de cinco años del 86%. Esta posición relativamente débil se produce tras un difícil periodo de reposición estival, durante el cual los elevados precios mayoristas y unas diferencias estacionales de precios desfavorables desincentivaron a los operadores a inyectar gas adicional en los almacenes.

Normalmente, las empresas tienen incentivos para comprar gas durante los meses más cálidos, cuando la demanda es menor, y venderlo en invierno a precios más altos. Ese cálculo resulta menos atractivo cuando el gas de verano ya es caro o la prima invernal esperada no basta para cubrir los costes de almacenamiento.

A 1 de octubre, el almacenamiento europeo solo estaba lleno al 72%. El aumento posterior ha hecho poco por cerrar la brecha con años anteriores.

Las cifras nacionales también ocultan diferencias significativas en cuanto a preparación. Polonia entró en el periodo con sus almacenes al 98,8% de su capacidad, Portugal al 95,5% e Italia al 90,2%. Alemania, la mayor economía de Europa, solo había llenado el 61,1% de su capacidad de almacenamiento, equivalente a 143,6 TWh de 247,5 TWh. Los Países Bajos se situaban en el 65%.

Estas disparidades importan porque las consecuencias económicas de un invierno difícil no se repartirán de forma uniforme. Los países con menores reservas pueden necesitar depender más de importaciones adicionales o de suministros disponibles a través de la red europea de gas interconectada.

Sin embargo, la Comisión Europea y la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (ENTSOG) no prevén un déficit sistémico inmediato de suministro en las condiciones invernales de referencia.

Europa ha desarrollado una red de importación más diversificada, que incluye infraestructura de regasificación de GNL con una capacidad estacional estimada de unos 145.000 millones de metros cúbicos. Eso aporta una flexibilidad de la que no se disponía durante el periodo anterior de fuerte dependencia de los suministros rusos por gasoducto.

La infraestructura, sin embargo, no puede garantizar que el gas comercializado internacionalmente esté disponible a un precio asequible.

El estrecho de Ormuz se ha convertido en un riesgo energético para Europa

La mayor incertidumbre externa procede de Oriente Medio, donde las perturbaciones de seguridad y del transporte marítimo en torno al estrecho de Ormuz han afectado a las exportaciones de GNL de Catar y los Emiratos Árabes Unidos.

La perturbación ha limitado los flujos a través de una ruta asociada a casi una quinta parte del comercio mundial de GNL por vía marítima. Para los compradores europeos, las consecuencias van más allá de la pérdida o el retraso inmediato de envíos concretos.

El GNL se comercializa internacionalmente y los cargamentos pueden dirigirse a mercados que ofrezcan condiciones comerciales más atractivas. Cuando el suministro se tensa, los importadores europeos deben competir con compradores de otras regiones, especialmente de Asia, donde la demanda ha ido en aumento.

Esto genera una forma de exposición fundamentalmente distinta de la dependencia de gasoductos que dominó la política energética europea antes de la invasión a gran escala de Ucrania por parte de Rusia.

Los suministros por gasoducto crearon relaciones políticas y comerciales concentradas con exportadores concretos. El GNL ofrece una selección más amplia de proveedores, pero su flexibilidad también implica que Europa compite más directamente con otras grandes regiones importadoras.

Por lo tanto, una perturbación que afecte a las exportaciones del Golfo puede influir en los precios europeos incluso cuando los envíos afectados no estaban destinados originalmente a terminales europeas.

El mercado responde a la disponibilidad de gas a escala global, y no simplemente al volumen ya contratado por las empresas europeas.

Para los responsables políticos, esto complica el significado de la diversificación energética. Una base de proveedores más amplia reduce la dependencia de un único país, pero no elimina la exposición a cuellos de botella marítimos, a la inestabilidad geopolítica ni a la competencia por los cargamentos.

Europa ha diversificado sus proveedores sin aislarse del mercado global.

El coste industrial de la seguridad energética

Las previsiones financieras ilustran la rapidez con que una posición de suministro manejable podría convertirse en un problema económico.

Las proyecciones de Goldman Sachs y Morningstar citadas en el informe sitúan los precios de referencia del gas TTF europeo en aproximadamente 60-70 € por megavatio-hora en condiciones de referencia.

Escenarios más graves, que implicarían perturbaciones prolongadas del suministro en Oriente Medio o un clima inusualmente frío, podrían llevar los precios hacia 90-120 €/MWh, con estimaciones extremas que alcanzarían los 150 €/MWh.

Se trata de proyecciones condicionales, no de resultados esperados. Su importancia radica en la magnitud de la diferencia potencial entre un invierno relativamente estable y otro marcado por presiones simultáneas de oferta y demanda.

Para los hogares, los precios mayoristas más altos pueden acabar traduciéndose en una calefacción y una electricidad más caras, en función de las tarifas nacionales, los contratos y las protecciones gubernamentales.

Para los fabricantes de uso intensivo de energía, el impacto puede ser más inmediato.

Los productores químicos, los fabricantes de fertilizantes, los vidrieros y las empresas de transformación de metales dependen en gran medida de una energía a precios competitivos. Los aumentos sostenidos de los costes del gas pueden reducir los márgenes, debilitar la competitividad y obligar a las empresas a replantearse sus niveles de producción.

El desafío industrial de Europa está, por tanto, estrechamente ligado a su estrategia de aprovisionamiento energético.

Sustituir el gas ruso por gasoducto por importaciones diversificadas ha reforzado la capacidad del continente para responder a la presión política de un único proveedor. No ha restaurado necesariamente los costes energéticos bajos y predecibles de los que dependía parte de la industria manufacturera europea.

Esa distinción es especialmente importante para Alemania, donde unos niveles de almacenamiento relativamente bajos coinciden con una importante necesidad industrial de gas.

Unos precios de importación más altos generarían presión más allá del propio sector energético, lo que podría afectar a las decisiones de producción, a la inversión y a la competitividad de los bienes europeos.

El precio de cerrar la brecha de almacenamiento

El Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero estima que compensar la debilidad de la posición de almacenamiento de Europa podría requerir una reducción de aproximadamente el 7% de la demanda de gas en invierno, equivalente a unos 14.000 millones de metros cúbicos, o importaciones adicionales por un coste de hasta 3.000 millones de euros.

Esas alternativas ponen de manifiesto un difícil equilibrio económico.

Las importaciones adicionales pueden preservar el consumo, pero aumentan lo que Europa debe gastar para asegurar energía en los mercados internacionales. Una menor demanda reduce las necesidades de importación, pero el efecto económico depende de dónde y cómo se produzca esa reducción.

Las mejoras de eficiencia y el ahorro voluntario son distintos de las fábricas que recortan producción porque la energía se ha vuelto demasiado cara.

Ambas cosas reducen el consumo de gas medido. Solo la primera representa necesariamente una mejora de la eficiencia de la economía europea.

La distinción importa porque los ajustes del mercado pueden crear la apariencia de un equilibrio energético exitoso incluso cuando parte de ese equilibrio procede de una reducción de la actividad industrial.

Europa puede tener gas suficiente para satisfacer la demanda esencial y aun así sufrir un daño económico sustancial por el precio necesario para asegurarlo.

Por eso los porcentajes de almacenamiento por sí solos ofrecen una medida incompleta de la seguridad energética.

Un país puede disponer de reservas significativas y seguir siendo vulnerable a unos elevados costes de reposición. A la inversa, un importador con niveles de almacenamiento más bajos puede mantener el suministro gracias al funcionamiento de los mercados internacionales, aunque posiblemente a un coste considerable.

El plazo para el GNL ruso añade otra restricción

La prohibición prevista por Europa de las importaciones de GNL ruso a partir de enero de 2027 introduce una complicación adicional en el entorno de aprovisionamiento invernal.

Desde 2022, la UE ha reestructurado progresivamente sus relaciones energéticas, reduciendo las importaciones rusas por gasoducto mientras ampliaba las compras a proveedores alternativos, incluidos Noruega y exportadores de GNL.

La próxima restricción representa otra etapa de esa transición.

Su importancia no se limita a la eliminación directa del GNL ruso de las opciones de suministro disponibles para Europa. También refuerza la necesidad de que los compradores europeos aseguren volúmenes alternativos durante un periodo de intensa competencia global.

Los proveedores por gasoducto no rusos, como Noruega, probablemente conservarán una importancia comercial considerable. Los exportadores y comercializadores de GNL a escala mundial también podrían beneficiarse cuando unos mercados más tensos aumenten la demanda de cargamentos disponibles.

Para los importadores europeos, el desafío es preservar la diversificación sin permitir que los costes de aprovisionamiento socaven los beneficios económicos de un acceso fiable a la energía.

La transición también altera el equilibrio de influencia comercial.

Mientras que la dependencia anterior de Europa otorgaba a los grandes proveedores por gasoducto un poder de negociación sustancial, el mercado actual da a los exportadores internacionales de GNL, a los comercializadores y a los compradores competidores una mayor influencia sobre el precio al que están disponibles los suministros adicionales.

Los gobiernos europeos pueden ampliar terminales, mejorar las interconexiones y coordinar la política de almacenamiento. Tienen mucho menos control directo sobre la demanda en Asia o sobre las condiciones de seguridad en las rutas marítimas de Oriente Medio.

El almacenamiento ya no es la única medida de la resiliencia

Ucrania ofrece una perspectiva diferente sobre la importancia de las reservas físicas. Su almacenamiento subterráneo contenía casi 16.000 millones de metros cúbicos de gas a finales de octubre, por encima del objetivo mínimo del gobierno de 13.200 millones de metros cúbicos y, según los informes, el nivel más alto en seis años.

La cifra ilustra el valor estratégico continuado de mantener inventarios sustanciales, especialmente para los países expuestos a graves riesgos de seguridad.

En toda la UE, sin embargo, el desafío invernal va más allá del volumen ya almacenado bajo tierra.

La infraestructura europea y los acuerdos de suministro diversificados ofrecen cierto grado de protección frente a la escasez física. La cuestión más difícil es el precio de utilizar esa flexibilidad cuando el suministro internacional está limitado.

Un invierno suave podría aliviar la demanda y reducir la presión sobre las importaciones. Un frío severo, combinado con una perturbación prolongada de las exportaciones de GNL del Golfo, generaría un entorno de mercado mucho más difícil.

Ninguno de los dos resultados está predeterminado por las cifras actuales de almacenamiento.

El cambio más importante es que la capacidad de Europa para mantener un suministro de gas seguro depende cada vez más de las condiciones de un mercado global que no puede controlar.