Desde el mes de enero con la borrasca Filomena que asoló la península y nos dejó, además de frío y nieve, un episodio de elevados precios de la electricidad, el fenómeno del incremento en los precios mayoristas de electricidad no ha hecho más que crecer hasta instalarse cómodamente por encima de los desorbitados 200€/MWh. El 2021 se ha convertido en el año en el que muchos hacen un seguimiento diario a la evolución de precios de ese mercado, como antaño se hiciera con la prima de riesgo. La electricidad es algo casi íntimo; de todos, y todos hablamos de ella ya sin pudor y opinamos. Igual que en cada español hay un entrenador de futbol, ahora también hay un experto en mercados eléctricos, así que me voy a permitir el lujo de no hablar de lo mismo: del mercado marginalista y de los windfall profits (los afamados “beneficios caídos del cielo”) de las grandes eléctricas ni de una estructura de mercado claramente oligopólica.
Voy a intentar llamar vuestra atención sobre el mercado gasista. Este tiene su evidente interés, pero si bien el sector eléctrico cuanta con algo más de 29 millones de puntos de suministro, el sector gasista tan solo dispone de 8 millones. ¿Un tema menor, entonces? Ni mucho menos. Además de los consumidores domésticos de gas natural, hay importantes empresas en nuestro territorio que hacen un uso intensivo del gas en sus procesos productivos. No entraremos en esta ocasión en los retos ambientales que deben afrontar, ni la transición energética que permita la descarbonización de la economía. Pero quede dicho que es una cuestión trascendente que también debemos acometer. Como digo, el sector gasista no solo es importante por sus usos convencionales (doméstico e industrial), sino por su uso en el sector eléctrico para alimentar las centrales de ciclo combinado de gas. Siendo, además, estas tecnologías típicamente marginales, es decir, que tienen una tendencia habitual a ser la última tecnología en aportar su energía en la casación de las subastas del mercado mayorista, y por su diseño marginalista, ser la que fije el precio con la que se retribuyen todas las demás tecnologías que casaron su energía.
Tratando de obviar la peculiar anomalía de estos meses en los que cerca del 75% de las horas, la tecnología marginal que está fijando el precio (el desorbitado precio) del mercado ha sido la hidráulica creo que puede resultar de interés general hacer unos apuntes sobre cómo funciona el sector gasista, aunque sea sucintamente, y tratar de explicar por qué el precio está especialmente alto.
Si hay algo que caracteriza la evolución del mercado de gas en el último trimestre es su extraordinario incremento de precio. Solo en los últimos tres meses, el precio del gas se ha duplicado en MIBGAS, el Mercado Ibérico de Gas, que es el mercado mayorista de gas.
Pero esta subida tan abrupta en la curva de precios no ha sido exclusiva del mercado ibérico (que compartimos con Portugal), sino que obedece a los fundamentos del mercado de gas europeo e internacional. De hecho, tiene su justificación en diversas causas que trataré de exponer a continuación en base a la información sectorial que se ha publicado en las últimas semanas.
Por el lado de la demanda, la recuperación económica asociada a la disminución de contagios del coronavirus ha presionado al alza la demanda de gas, tanto para su uso industrial como para la producción de energía eléctrica. Concretamente, este incremento de demanda ha sido más relevante en Asia y muy particularmente en China.
Asimismo, el incremento desorbitado de los derechos de emisión de CO2 en este período ha servido también para hacer crecer el precio del gas. Al emitir el gas natural menos CO2 que otros combustibles como el carbón, incrementa su competitividad y, en consecuencia, también aumenta la demanda de gas. Sin embargo, en las últimas semanas la subida del precio del gas ha sido tan acusada que el uso de carbón como combustible ha vuelto a ser más competitivo que el gas para la producción de energía eléctrica, lo cual en términos ambientales es una pésima noticia, cuando estamos además a las puertas de la celebración de la COP26 en Glasgow, a principios de noviembre.
En clave nacional, a pesar de que el gas consumido en el tercer trimestre para producir electricidad ha sido menor que el consumido el año previo, ello no ha impedido que su precio marcara la pauta de evolución de precios del mercado eléctrico dada la elevada correlación que presentan ambos mercados. Pensemos que por cada €/MWh de gas esto supone un incremento de 2€/MWh en la generación eléctrica.
Sin embargo, a pesar de la recuperación económica tras la vacunación frente a la pandemia y, por ende, de la recuperación de la demanda de gas, esta no ha sido el factor fundamental que ha llevado a los precios del gas a marcar máximos históricos en el tercer trimestre de 2021.
Es en el lado de la oferta donde de manera más acusada se marca la rigidez y tensión que ha dado lugar a la explosión de precios en el mercado internacional. Y ello, se debe a varios factores.
Un primer motivo hay que encontrarlo en el comportamiento de los grandes suministradores de gas a Europa por gasoducto: Noruega, Rusia y Argelia. En el tercer trimestre, los flujos de gas noruego sufrieron disminuciones relevantes en sus aportaciones debido tanto a reparaciones como a trabajos de mantenimiento (más amplios y completos este año y más prolongados al no haberse realizado el año anterior por las restricciones de la pandemia). Yacimientos como Troll, Nyhama, Ginakorg, Slepner, Aasta Hansten han reducido el suministro de gas a Europa de manera significativa, aunque está previsto que se comiencen a recuperar en el cuarto trimestre.
También el gas procedente de Rusia ha disminuido su oferta a Europa, aunque sobre este aspecto hay disputa en los datos. Rusia dispone de cuatro grandes ejes de transporte hacia Europa. De norte a sur: la conexión por el mar Báltico a través del gasoducto Nord Stream 1 (y pronto también el Nord Stream 2); Yamal, la conexión a través de Bielorrusia a Polonia; el eje de transporte a través de Ucrania; y la conexión a través del Mar Negro hacia Bulgaria. Las conexiones por el Báltico y Ucrania son las de mayor capacidad y así como la primera no ha visto mermado su flujo hacia Europa, sí lo ha hecho de manera significativa el transporte de gas por Ucrania (-30%) en 2021. Huelga mencionar las pésimas relaciones de Rusia con Ucrania y cómo el Kremlin hace un uso geopolítico de sus recursos naturales que podrían calificarse de manual. Las razones de esta disminución no es solo castigar a un país con el que mantiene disputas territoriales, sino que además ante la previsible entrada en vigor de Nord Stream 2 a finales de año tiene una menor necesidad de reserva de capacidad adicional por el tránsito por Ucrania.
Su previsible entrada en servicio a finales de 2021, que disminuiría para el suministrador ruso el coste del tránsito por Ucrania, puede haberse retrasado tanto por los posicionamientos geopolíticos y embargos asociados como por los reveses jurídicos para sus propietarios que ha supuesto la obligación de aplicar el régimen jurídico establecido por las directivas europeas. En todo caso, es un hecho que la contratación de reserva de capacidad de tránsito por Ucrania ha disminuido y, únicamente, se materializa mediante contratación de corto plazo. Una segunda razón puede ser debida a la simple maximización de los ingresos del portafolio de contratos de venta del gas que comercializa Gazprom. La progresiva sustitución de contratos de largo plazo indexados al petróleo por contratos de más corto plazo, indexados a precios de gas negociados en hubs europeos, motiva un interés del suministrador por mantener unos precios altos en dichos hubs. De esta forma, Gazprom recuperaría sus beneficios muy mermados por los resultados de 2020 cuando el precio se desplomó. En 2021 Gazprom estaría multiplicando por treinta sus beneficios.
Finalmente, una tercera razón que justificaría la tensión en la oferta podría estar relacionada, como algún medio ha apuntado, con dificultades para incrementar el nivel de producción de sus yacimientos debido a un posible retraso en las inversiones necesarias.
Respecto a la entrada de gas por gasoducto desde Argelia, es preciso señalar que esta ha sido robusta durante todo el trimestre. Sin embargo, la próxima finalización de los contratos de tránsito del gas argelino a través de Marruecos a finales de octubre, así como las declaraciones oficiales argelinas al efecto, añade un factor de incertidumbre adicional. No podemos dejar pasar como españoles que somos potencia administradora del Sahara Occidental, y que el ejecutivo argelino en su disputa diplomática con Marruecos sacó a colación el incumplimiento de la celebración del referéndum de autodeterminación y la ruptura del alto el fuego el año pasado. La crisis de los inmigrantes de hace unos meses y el ingreso hospitalario de Ghali son elementos que añadir en la coctelera. No obstante, aún nos queda el gasoducto de Medgaz, pero nos deja en una situación frágil ante cualquier avería o eventualidad.
También hay que destacar la disminución de la producción del relevante yacimiento europeo de Groningen, decretada por el gobierno holandés, y que culminará con su cierre en 2022, quedando la extracción de su gas remanente restringida a situaciones de emergencia. De tal forma que la dependencia de la UE a las importaciones se hace aún mayor.
Ahora bien, para completar el análisis de la oferta de gas es preciso ampliar el análisis al balance del gas que se transporta por buques: el GNL. Y aquí, el mercado geográfico es global y las implicaciones geopolíticas, también.
La demanda de GNL no ha parado de crecer, particularmente en el mercado asiático, un 25% respecto a 2020, con China, India y Corea del Sur como protagonistas de este crecimiento. También, otros países han experimentado un repunte en su consumo de GNL, como es el caso de Argentina, Brasil o Turquía con un papel activo en el mercado spot de GNL en los últimos meses. Sin embargo, la oferta de GNL no ha rellenado ese incremento con el mismo ímpetu. La producción por región se mantiene en niveles similares desde 2019, si bien varias plantas han sufrido incidentes obligando a reducir su producción. Este es el caso de países como Nigeria, Trinidad y Tobago, Australia con Gorgon y Prelude (por debajo de su producción nominal hasta julio). Indonesia (Bintulu) y Malasia (Tangguh) también han tenido problemas de producción recientes, tal como reporta MIBGAS.
El mayor aumento en la producción de GNL se ha dado en EE. UU. No obstante, en el tercer trimestre también sus plantas de producción han sufrido indisponibilidades debidas a tormentas en el golfo de México. Como consecuencia de todo esto, en el tercer trimestre de 2021 la aportación del GNL a la cobertura de la demanda europea de gas ha retrocedido a niveles similares a los de tres o cuatro años atrás, con la consiguiente tensión en la oferta e incremento de precios asociados.
En este sentido, es preciso resaltar una circunstancia que se ha reforzado en los últimos meses y que muestra hasta qué grado la tensión de precios es internacional, y es la inédita correlación en la evolución de los precios de gas del mercado asiático con el europeo.
Hay un motivo adicional que se añade a la tensión de la oferta. Lo constituye el bajo nivel de llenado de los almacenamientos de gas. Con un porcentaje de llenado medio del 74% en estos momentos (respecto al 91% en 2020), el stock existente de gas presagia una menor aportación de los almacenamientos de gas a la cobertura de la demanda invernal. Este menor llenado de los almacenamientos es consecuencia directa de dos factores, el primero de ellos “físico”: el retraso del inicio de la inyección ante la prolongación del frío en abril. El segundo es “económico”. Los precios en los mercados de futuros no han incentivado su almacenamiento ya que en este periodo estival se vendía el gas a un precio alto y no tenía sentido económico guardarlo para venderlo a un precio igual o menor en el futuro.
Todas estas causas han provocado una extraordinaria subida de precios en el mercado ibérico MIBGAS, pero también en los precios del gas natural europeo. Y es bueno que se conozca porque cuando encendemos la luz o la calefacción en casa nos olvidamos del tremendo juego geopolítico que hay detrás de un hecho tan simple y cotidiano.
Y, por cierto, el Gobierno, gracias a la presión de Unidas Podemos, consiguió topar la tarifa de último recurso de la que disfrutan muchos consumidores domésticos en su hogar, ya que es una tarifa que se actualiza trimestralmente en base a una fórmula que refleja los incrementos o bajadas en los mercados internacionales de gas. No haberlo hecho hubiese implicado que, desde el 1 de octubre hasta el 31 de diciembre, la tarifa regulada del gas se hubiese incrementado un 35%. Actuar sobre factores geopolíticos globales no es fácil, pero hacer política en favor de los trabajadores y las trabajadoras es una cuestión de clase, y eso lo aporta el equipo de Unidas Podemos en el Gobierno.
Alex García es responsable de la Red Federal de Energía de Izquierda Unida y responsable de Transición Energética (externa) en la responsabilidad de Ecología de IULV-CA.
Fotografía de Álvaro Minguito.