Traducido por el equipo de SOTT.net
Pipeline guys
© DesconocidoAnálisis de la situación
  • Europa corre el riesgo de sufrir un grave déficit en sus reservas de gas si las interrupciones en el estrecho de Ormuz se prolongan entre uno y tres meses más, ya que las existencias siguen estando muy por debajo de los niveles estacionales habituales.
  • Las interrupciones en el suministro de GNL, la fuerte demanda asiática y la distorsión de los precios del gas han hecho que la reposición de las reservas resulte inusualmente difícil y costosa en toda la UE.
  • Equinor advierte que las interrupciones prolongadas podrían empujar los precios del gas del TTF holandés hacia los 90 €/MWh, lo que provocaría una destrucción de la demanda industrial y un cambio de combustible en toda Europa.
Europa podría enfrentarse a un déficit crítico en sus reservas de gas natural si las interrupciones en el transporte marítimo a través del estrecho de Ormuz persisten durante 1a 3 meses más, según han advertido altos ejecutivos del gigante energético noruego Equinor ASA (NYSE:EQNR). Europa ha iniciado la actual temporada de recarga de verano con unas reservas de gas muy mermadas, ya que los almacenes solo están llenos al 28 % tras un invierno prolongado. En Europa, los niveles de almacenamiento se sitúan actualmente entre el 35 y el 37 %, muy por debajo de la norma estacional del 50 %, lo que aumenta el riesgo de que el continente no alcance su objetivo habitual del 90 % al comienzo de la próxima temporada de calefacción invernal. La UE exige a los Estados miembro que mantengan unos niveles de almacenamiento sólidos, con el objetivo habitual de entre el 80 y el 90 % de la capacidad a principios del invierno. Una combinación de factores ha convertido el llenado de los mayores centros de almacenamiento de Europa en una tarea desalentadora de cara a la segunda mitad del año.

En primer lugar, las fuertes extracciones durante el invierno, impulsadas por el pico de calefacción doméstica, junto con un repunte de la demanda de energía industrial, redujeron los niveles de almacenamiento de gas natural en el noroeste de Europa por debajo del 30 %, aproximadamente el doble del déficit de almacenamiento global de la UE. Los niveles de gas en los Países Bajos, Alemania y Francia cayeron a niveles críticamente bajos antes incluso de que comenzara la primavera: las reservas neerlandesas se desplomaron hasta apenas el 5,8 % a finales del invierno, lo que supuso el nivel más bajo en una década; los niveles de almacenamiento en Alemania bajaron hasta alrededor del 20 %, mientras que los de Francia rondaban el 27 % cuando llegó la primavera.

En segundo lugar, la distorsión de los precios y las curvas de precios estacionales invertidas han contribuido a la crisis del gas en Europa, con una estructura de mercado inusual en la que los precios al contado del verano son más altos que los de los contratos de invierno, lo que ha frenado la necesaria reposición de las reservas. Los diferenciales estacionales del TTF neerlandés se han mantenido en territorio negativo, en torno a 1,3 €/MWh, y este inusual «backwardation» ha alterado la dinámica tradicional de inyectar gas durante los meses de verano, cuando es más barato, y extraerlo durante la temporada invernal, más fría y con mayor demanda.

Europa también se ha enfrentado a una escasez de GNL, con una demanda energética mundial competitiva y las interrupciones en las principales instalaciones de GNL debido al conflicto de Oriente Medio, lo que ha encarecido enormemente la reposición de las reservas. Los retrasos y los daños en las infraestructuras de instalaciones clave, especialmente en Catar, combinados con la retirada gradual del GNL ruso, han intensificado la competencia mundial por los cargamentos al contado, sobre todo frente a la elevada demanda en Asia. La curva invertida también se ha visto impulsada en parte por las expectativas de una afluencia de nueva capacidad mundial de GNL a finales de año, junto con las preocupaciones sobre el suministro a corto plazo.

Los países miembros de la UE han respondido al mecanismo de fijación de precios distorsionado mediante diversos enfoques. En Italia, organismos reguladores como ARERA y operadores de redes de transporte como Snam han introducido sistemas de compensación financiera que permiten a los operadores participar en subastas en las que el gestor del mercado abona la diferencia entre los precios del gas en verano y en invierno en el Punto de Intercambio Virtual (PSV) para garantizar el cumplimiento de los objetivos de almacenamiento.

La situación es diferente en Alemania, ya que históricamente la mayor economía de Europa ha evitado las subvenciones estatales directas para forzar las inyecciones, recurriendo en su lugar a mandatos legales y herramientas de equilibrio del mercado. La Bundesnetzagentur alemana impone estrictos objetivos legales de llenado para el almacenamiento de gas natural con el fin de garantizar la seguridad del suministro en invierno. Los transportistas y los usuarios de la red están legalmente obligados a cumplir unos niveles de existencias específicos, y el cumplimiento se rige por mecanismos de mercado, subastas de capacidad e instrumentos estratégicos gestionados por Trading Hub Europe GmbH (THE). Para cubrir los costes asociados a la compra, la inyección y la gestión de las reservas estratégicas de gas, THE aplica una tasa regulatoria de neutralidad de almacenamiento. Este gravamen, aplicado históricamente a los flujos de salida y a los puntos de la red, ayuda a recuperar los costes de las medidas de almacenamiento impuestas por el Estado.

A pesar de las diferencias en los incentivos nacionales, ambos países están sujetos a la normativa de la UE, que exige unos niveles mínimos de almacenamiento que, históricamente, se han fijado entre el 80 y el 90 % de la capacidad máxima antes de la temporada de calefacción invernal. Mientras que Italia ha apostado por el apoyo financiero, Alemania se basa en mandatos normativos, con el objetivo de trasladar las obligaciones de llenado de los almacenes a los participantes activos en el mercado mayorista.

Equinor ha advertido que, mientras que una resolución rápida podría permitir a Europa alcanzar un nivel de almacenamiento manejable del 75 % al final de la temporada de inyección, un bloqueo de entre uno y tres meses haría que la situación fuera muy crítica, lo que podría llevar los precios del TTF hacia los 90 €/MWh. Se espera que un repunte de los precios del gas impulse correcciones en el mercado, incluida una reducción prevista de 10 000 millones de metros cúbicos en la demanda de gas para generación eléctrica y un aumento del cambio de combustible en la industria.

Dicho esto, la actual crisis del gas en Europa no es ni de lejos tan grave como la situación a la que se enfrentó cuando Rusia invadió Ucrania hace un par de años. De hecho, Alemania sigue adelante con el proceso de privatización de Uniper tras el rescate multimillonario de la empresa durante la crisis energética de 2022. En virtud de las normas de ayudas estatales de la Comisión Europea que aprobaron el rescate de Berlín en 2022, Alemania está legalmente obligada a reducir su participación accionarial a un máximo del 25 % más una acción antes de que finalice 2028.

Las finanzas de Uniper han mejorado notablemente tras registrar unas pérdidas netas masivas de 40 000 millones de euros en 2022, provocadas por el corte del suministro de gas de la empresa rusa Gazprom. La empresa de servicios públicos ha obtenido una importante indemnización en un arbitraje y ya ha comenzado a devolver las ayudas públicas. Esta solidez financiera la convierte en una opción muy atractiva para los mercados privados. Con sede en Düsseldorf, Uniper es uno de los mayores importadores de gas de Alemania y un actor clave en las redes europeas de comercialización y almacenamiento de gas.