La crisis energética de Europa sigue acentuándose y el gas se encuentra en el ojo del huracán. En los últimos días, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, ha anunciado una intervención de emergencia del mercado eléctrico comunitario, así como una reforma en profundidad de este; a su vez, los ministros de Energía de los Veintisiete se reunirán el próximo 9 de septiembre para buscar salidas a esta complicada situación, un cónclave en el que se podrían acordar medidas como un tope a los precios del gas como el que ya se aplica en España y Portugal. Entre tanto, Rusia cerrará desde este miércoles y durante tres días el gasoducto Nord Stream 1, la segunda parada “técnica” en apenas un mes, una circunstancia que ha cogido a Alemania con unos buenos niveles de almacenamiento. Precisamente, el canciller germano Olaf Scholz y el presidente español Pedro Sánchez han hecho un frente común por la construcción del gasoducto MidCat, sin descartar que el gas llegue a territorio alemán por Italia en vez de a través de los Pirineos, tras el rechazo inicial de Francia. En esta situación de crisis y aparente caos en el Viejo Continente aparece unos claros vencedores: los productores de gas de Estados Unidos.
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“Los precios más altos del gas hacen económicamente viable la recuperación del gas estadounidense, más de lo que hubiera sido posible con los precios del gas a 3 dólares/Mcf (mil pies cúbicos, una medida que equivale a 28,32 metros cúbicos)”, señalan desde Schroders. Mark Lacey, responsable de Global Resource Equities de la gestora, señala que “alrededor de dos tercios de las reservas totales” de gas en Estados Unidos provienen de Texas, Pennsylvania, West Virginia y Oklahoma, mercados con “acceso a mercados internacionales” y “convenientemente situados para exportar gas a un precio atractivo de unos 8,90 dólares/Mcf”.
“En lugar de retroceder hasta su coste doméstico, unos 3,00 dólares/Mcf, creemos que tiene más sentido que los precios coticen en torno a los 5 o 6 dólares/Mcf. Claramente, esto aumenta el atractivo de las empresas de gas estadounidenses para los inversores”, añade este experto.
Asimismo, en los últimos meses, Estados Unidos se ha convertido en uno de los principales suministradores de gas de Europa. Según informó la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés), EEUU se convirtió en el primer exportador de gas a Europa en el primer semestre de 2022, superando por primera vez a Rusia. Según datos de Refinitiv, el país norteamericano exportó unos 57 millones de metros cúbicos de gas natural licuado (GNL), de los cuales 39 miles de millones (un 68%) se destinaron a Europa; en el mismo período del año pasado, las importaciones de Estados Unidos fueron de 34 miles de millones de metros cúbicos, un 35% del total.
"Los recientes y pronunciados recortes de Rusia en los flujos de gas natural hacia la UE significan que este es el primer mes de la historia en el que la UE ha importado más gas a través de GNL desde Estados Unidos que a través de gasoductos desde Rusia", señaló entonces el director ejecutivo de la EIA, Fatih Birol, en su cuenta de Twitter. "La caída de la oferta rusa exige esfuerzos para reducir la demanda de la UE y prepararse para un invierno duro", añadió.
En marzo, la Unión Europea y Estados Unidos acordaron que el país norteamericano exportaría un 68% más de GNL, hasta 15.000 millones de metros cúbicos adicionales, con el fin de reducir la dependencia energética rusa. Según ‘Bloomberg’, la perspectiva de mayores beneficios animó a los proveedores estadounidenses con flexibilidad contractual a suministrar más combustible a Europa en detrimento de otros destinos. Así, Europa ha conseguido destronar a Asia como principal destino del GNL estadounidense.
Sin embargo, como señala Schroders, “no siempre existe la infraestructura necesaria (plantas de regasificación para convertir el GNL en gas, o los gasoductos) para suministrar este gas a las zonas centrales de Europa, donde se necesita con mayor urgencia”, como es el caso de Alemania. De ahí la batalla por el proyecto MidCat, ya que España cuenta con casi un tercio de las plantas regasificadoras de la Unión Europea, lo que le permite representar el 30% de la capacidad de almacenamiento de GNL y cerca de un 25% de la capacidad de regasificación… pero su condición de ‘isla energética’ hace que este potencial caiga en saco roto debido al evidente "cuello de botella” producido por la escasa interconexión.
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Además, la oferta de gas natural licuado que llegará al mercado en los próximos dos años será “limitada” según Schroders. Los países quieren cerrar las altamente contaminantes centrales de carbón y pasarse al gas natural como paso intermedio para reducir sus emisiones, lo que significa que Europa compite actualmente con países como India y China por el GNL. Y los cargamentos van a parar a los que pueden pagar los precios más altos”.
"La principal razón de esta falta de oferta se debe a la escasa inversión en proyectos de gas en fases anteriores y al aplazamiento de proyectos. Esto se debe, en gran medida, a la pandemia de Covid-19, así como a los bajos precios regionales del gas en el pasado”, explica Lacey. Asimismo, este experto señala que Europa empezará a tener algunas opciones de suministro de gas “más allá de los próximos 24 meses”. Será entonces, explica el analista de la gestora, cuando empecemos a ver el aumento del nuevo suministro procedente de Estados Unidos y Catar.
Sin embargo, apunta la firma británica, incluso con esta nueva oferta es “poco probable” que los precios del gas bajen a sus niveles anteriores, “dada la creciente demanda de otras regiones y del gas como combustible de transición”. "Los precios del gas en Europa (y Asia) presentan un claro riesgo de caída desde los niveles actuales, pero cuando se 'normalicen', es probable que retrocedan hasta un nivel de base más alto. Por ejemplo, en lugar de un precio a largo plazo de entre 5 o 10 dólares/Mcf, podría ser más sensato un precio de entre 12 o 18 dólares/Mcf", explica Lacey.
De cumplirse este escenario, Schroders cree que tendría implicaciones a largo plazo para los sectores que hacen un uso intensivo de la energía, como el químico, ya que seguirían teniendo que hacer frente a costes más elevados de lo que estaban acostumbrados, lo que afectaría a su rentabilidad. "Esto podría provocar un cambio estructural a largo plazo que reduciría la competitividad de las empresas químicas que producen en Europa. Las empresas químicas podrían tratar de trasladar la producción a países donde el coste del gas sea más barato", sentencian.
EL SECTOR RENOVABLE SE REFUERZA
Los expertos de Schroders señalan que, si bien a corto plazo “estamos viendo las claras consecuencias negativas del aumento de precios del gas”, a medio y largo plazo un claro ganador emerge de esta crisis: el sector de las energías renovables. “La necesidad de frenar las emisiones nocivas y de reducir la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles rusos van de la mano”, explican.
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En mayo de este año, la UE dio a conocer su plan RePowerEU, destinado a eliminar gradualmente la dependencia del gas ruso y garantizar un suministro más diversificado de energía procedente de fuentes con menos emisiones. La crisis de este verano y los bajos volúmenes de gas procedentes de Rusia acentúan la necesidad de acelerar esa dependencia.
“En última instancia, esto hará bajar los precios y hará que la UE sea más autosuficiente en términos de generación de energía”, explican desde la firma británica. Por ello, los proyectos de energías renovables, como los parques eólicos o solares “pueden no ser soluciones inmediatas al problema, pero son mucho más rápidos de poner en marcha que una central nuclear”.
El aumento de los precios energéticos también se refleja en los precios de los contratos a largo plazo, lo que significa que los beneficios de la inversión en estos proyectos parecen ahora más atractivos. Según Lacey, "los contratos de compra de energía (PPAs por sus siglas en inglés) han aumentado de forma constante, pasando de 40 euros/MWh en marzo de 2021 a algo menos de 100 euros/MWh en junio de 2022”.
"Esto tiene un impacto directo en la rentabilidad de los proyectos de energías renovables, y los promotores observan que algunas tasas internas de beneficios de los proyectos (una medida utilizada para estimar la rentabilidad) han aumentado del 5-6% hace dos años a cerca del 11-12% ahora", añade.
Sin embargo, Irene Lauro, economista medioambiental de Schroders, subraya que este puede no ser un viaje directo hacia las energías renovables: “Por ejemplo, las medidas para amortiguar el impacto del precio del gas en los consumidores pueden tener consecuencias imprevistas”.
“Subvencionar el consumo de energía es importante para ayudar a los consumidores con la crisis del coste de vida a corto plazo. Pero puede tener algunos inconvenientes, al incentivar indirectamente el uso de la energía de los combustibles fósiles y hacer que el cambio necesario de las tecnologías sucias a las más limpias sea aún más caro a largo plazo”, sentencian Irene Lauro, economista medioambiental.
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