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

La reciente subida de los precios del gas en España tiene un doble componente internacional: el aumento del precio del CO₂ en la UE y la tendencia hacia mercados del gas más flexibles, que en el caso de España 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 también implicaciones estratégicas a más largo plazo. ¿Cuánto gas necesitan Europa y España, y por cuánto tiempo? ¿A qué precio, de dónde y bajo qué modelo contractual? ¿Está el gas, denominada fuente de transición, en transición él mismo hacia el hidrógeno?

Empezando por la coyuntura, el precio de los derechos de emisión en Europa comenzó 2021 en máximos históricos, el doble del precio registrado tras el hundimiento de marzo por la pandemia. El impacto más importante, no obstante, lo constituye la repercusión 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 previsión de un invierno de bajas temperaturas y las propias previsiones europeas. El mercado ibérico del gas, MIBGAS, se disparó en los días del temporal por la conjunción de una fuerte demanda y restricciones de oferta. Por un lado, precios récord en Asia desviaron buques de GNL destinados inicialmente a España, alguno de ellos con muy poca anticipación. Por otro, las exportaciones desde Argelia, que ya había 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 máximos históricos en España, triplicando los de los principales hubs europeos, y el sector gasista español tuvo que recurrir a medidas de emergencia en una situación extremadamente complicada: se aumentaron las compras a Francia, Enagás liberó reservas y aceleró la llegada de metaneros, y las empresas comercializadoras de gas se pusieron a buscar nuevos cargamentos de GNL. Cuando Argelia restableció los suministros los precios del gas en España se redujeron casi a la mitad, como ya ocurrió en enero de 2017 cuando otra ola de frío coincidió con problemas en el parque nuclear francés 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 más alto pero seguro, como el que ofrecen los contratos de gas argelinos a largo plazo e indexados al petróleo; y proveedores más flexibles como los del GNL estadounidense, que suelen ofrecer precios más bajos pero incrementos más bruscos, e incluso desvían en el último momento cargamentos previstos buscando mejores condiciones.

Los operadores españoles aplican una combinación de ambas para optimizar el riesgo de su cartera de contratos, lo que implica conseguir precios medios más 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 España. Sus exportaciones a España pasaron de más del 50% del total en 2018 al 28% en los primeros 11 meses de 2020. En cambio, Estados Unidos pasó a suponer el 16%, por delante de Nigeria, Rusia (11% cada uno) y Qatar (9%). En octubre, Naturgy y Sonatrach, la compañía nacional del país, 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 españolas de GNL bajaban. A principios de año, los precios récord en los mercados asiáticos agravaron la situación desviando cargamentos previstos, los suministros argelinos fallaron, y el temporal y la ola de frío hicieron el resto.

Cabe preguntarse por las perspectivas a más largo plazo de los mercados de gas y sus implicaciones para España y la UE. Aunque el precio del CO₂ haya subido con fuerza, sigue por debajo de las estimaciones más conservadoras sobre su coste social y la alineación de las políticas europeas con el Pacto Verde tenderá previsiblemente elevarlo. La propuesta de la Comisión sobre un mecanismo de ajuste de carbono en frontera o la gradual inclusión en los acuerdos con terceros países de criterios referidos al respeto al Acuerdo de París ayudará a prevenir eventuales fugas de carbono (la pérdida de inversiones y exportaciones por el mayor coste del CO₂ en la UE) y a soportar su precio. La UE acaba de elevar su objetivo de reducción de emisiones al 55% para 2030, año para el cual el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) español prevé una leve reducción del papel del gas. Con vistas a 2050, tanto la UE como España tienen estrategias de neutralidad carbónica, por lo que esa reducción deberá ser más acusada y acompañarse de medidas de descarbonización (captura y secuestro de carbono) y de la transición hacia el hidrógeno.

En ese periodo de transición, el papel de Argelia seguirá siendo determinante, como muestran los recientes acontecimientos. El país necesita atraer inversiones para revertir el declive de su producción, 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 exportación, que podría colapsar en ausencia de reformas energéticas de calado. Las exportaciones estadounidenses mundiales de GNL también parecen haberse consolidado, acabando 2020 en niveles récord y precios al alza, con pronósticos de aumento del 30% para 2021, aunque su destino dependerá del arbitraje entre los diferenciales de precios regionales. Su modelo contractual seguirá ofreciendo opcionalidad a los operadores españoles y europeos, lo que entraña asumir puntas de precios y dificultades logísticas ocasionales (eso sí, normalmente cuando más se necesitan). En Europa estas fuentes se suman a nuevas infraestructuras ya realizadas, como el recién inaugurado gasoducto transadriático (TAP) que transporta gas azerí desde el Caspio hasta Italia; o previstas, como el Nordstream 2 o la línea europea del TurkStream.

A más largo plazo, la transición hacia el hidrógeno plantea incertidumbres que trascienden las cuestiones tecnoeconómicas, como las implicaciones geopolíticas de sus distintos colores. La apuesta por el hidrógeno verde prima a campeones potenciales como Marruecos, Chile, Egipto o la propia España, pero también a los países del Golfo Pérsico, todos ellos con costes de generación de renovables muy bajos. En cambio, los actuales productores de hidrocarburos apuestan por el hidrógeno marrón, gris o azul, obtenidos a partir de la gasificación del carbón, el gas y el gas con captura y secuestro de carbono, respectivamente. Así, algunos de los principales actores de la futura geopolítica del hidrógeno pueden ser los mismos del actual mercado del gas, junto a otros de similar pelaje. No estaría de más 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 Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano y profesor de Economía en la UNED. Twitter: @g_escribano