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SOCIEDAD. Crisis de gas: causas del mercado y de las políticas

 


Hay tres causas principales detrás del enorme aumento de los precios del gas en Europa. Todo el mundo ya entiende que la reversión del exceso de gas anterior que nos dio precios tan bajos ha sido causada por una disminución en la producción europea de gas, las importaciones del GNL y las entregas de gas rusoA eso se suma la dependencia de las empresas de servicios públicos de contratos al contado en lugar de contratos denominados, excelente cuando los precios eran bajos, lo que significa que, aunque el gas existe, está vinculado al aumento de los precios. Finalmente, el aumento del precio del carbono en un momento en el que la competencia entre combustibles (por ejemplo, de energía eólica y solar intermitentes y, por lo tanto, poco fiables) es débil y no puede ofrecer una alternativa a los combustibles fósiles. 

Los debates en torno a la nueva crisis energética se están intensificando a medida que el precio spot del gas alcanza nuevos récords. ¿Qué pudo haber salido mal? Los mercados de productos básicos son cíclicos, por lo tanto, los volúmenes de suministro y la capacidad de almacenamiento cambian periódicamente. Los altos precios de los productos básicos se curan con una mayor competencia, mientras que los bajos precios de los productos básicos se curan con una reducción de las actividades de inversión.

En condiciones normales de mercado caracterizadas por la competencia entre combustibles e interempresas, las subidas de precios del gas no habrían afectado a los sistemas energéticos en general. Los aumentos anteriores del precio del gas se produjeron entre 2007 y 2008, así como entre 2011 y 2014, pero sin alcanzar los máximos históricos actualesEn cambio, desde la crisis de las materias primas de 2015-16, el mundo vio un exceso de mercados de hidrocarburos. Desde entonces, los precios del petróleo se han estabilizado gracias a los acuerdos de la OPEP +, mientras que los precios del gas han experimentado una "temporada de precios bajos" casi persistente. Pero las tendencias del mercado se invirtieron, generando una presión sin precedentes sobre los sistemas energéticos.

Tres causas principales

Este artículo intentará resumir tres causas principales de la crisis:

(i) el fin del exceso de gas causado por una disminución en la producción europea de gas - en las entregas de GNL (gas natural licuado) y las entregas de gas ruso

(ii) la dependencia del consumidor sobre el terreno, ya que solía ser más competitivo en comparación con los contratos denominados, y

(iii) debilitamiento de la competencia entre combustibles amplificada por el aumento del precio del carbono .

GNL: cambiador de mercado

Durante la última década, la producción nacional de gas de la UE disminuyó significativamente, principalmente porque el campo de gas más grande de Europa, Groningen, está en camino de ser eliminado. Para 2020, la dependencia de las importaciones de la UE-27 se acercaba al 85%, lo que implica la necesidad de garantizar la liquidez del mercado internacional para mantener la competitividad. De hecho, la penetración del GNL en los mercados europeos se ajustaría a este propósito. Sin embargo, la dinámica de las importaciones en lo que va de año (enero-septiembre) revela una disminución de las importaciones de GNL de casi un 25% entre 2020 y 2021 (Figura 1) .

FUENTE: recopilación de datos automatizada de Route4Gas

Además, las subidas de precios más recientes en Europa no aseguraron entradas adicionales de GNLPosiblemente, los proveedores prefieran mercados con mayor crecimiento incremental en Asia y América LatinaLa ausencia de entradas de GNL amplifica aún más las preocupaciones europeas sobre suministros insuficientes. Las tasas de utilización de las terminales de importación se mantuvieron bajas en comparación con el año pasado, aunque se produjo un ligero aumento en septiembre para alcanzar los registros más bajos del año pasado (Figura 2).

FUENTE: datos automatizados de Route4Gas

Enfoque ruso

La mayor parte de las importaciones de gas canalizado proviene del monopolio de gas de Rusia, GazpromComo ilustra la Figura 1, los volúmenes rusos disminuyeron sustancialmente en 2020 en comparación con 2019, pero el año 2021 experimentó un ligero aumento en comparación con el nivel en 2020. Gazprom ha podido reducir el excedente en el almacenamiento subterráneo que persistió peligrosamente durante el verano de 2020 . El nivel actual de capacidad de almacenamiento subterráneo es ligeramente inferior al 70%, lo que permite garantizar el suministro para contratos a largo plazo, pero puede dejar a las empresas de servicios públicos dependientes en déficit .

La Figura 3 indica que los flujos rusos a través de Bielorrusia y Nord Stream 1 se redujeron durante las vacaciones de verano por trabajos de reparaciónA su vez, los flujos a través de Ucrania disminuyeron significativamente desde agostoCabe destacar que, según una recopilación de datos automatizada por Appygas , durante los últimos tres meses el flujo de gas promedio diario de Rusia ha sido de 2.601 GWh / día, menos que el de Noruega, que muestra 2.937 GWh / día .

FUENTE: datos automatizados de Route4Gas

Política: Nord Stream 2, Ucrania

Aquí, la motivación política no debe excluirse debido a las conocidas preferencias de Gazprom de priorizar el próximo gasoducto Nord Stream 2 debajo del Mar Báltico y disminuir los volúmenes de tránsito a través de Ucrania por razones políticas bien conocidas. Según los informes, Gazprom no reservó ninguna capacidad adicional a través de Ucrania a partir de octubre, lo que crea una presión psicológica adicional en los mercados europeos.

La Figura 3 indica que Gazprom tiene preferencia por Nord Stream 1 a expensas de la reserva de capacidad a través de los dos países de tránsito, Bielorrusia y UcraniaIrónicamente, las reglas del mercado de la UE (que se implementan en Ucrania a través del Tratado de la Comunidad de la Energía ) ayudaron a Gazprom a ejercer presión indirecta sobre el país de tránsito a la luz de la finalización de Nord Stream 2. Algunos críticos advierten que con Nord Stream 2 en su lugar, Gazprom podrá reducir los flujos inversos de Europa a Ucrania y crear condiciones para una mayor dependencia energética ucraniana de Rusia.

Mientras tanto, la mayoría de los servicios públicos europeos ven el Nord Stream 2 con una mirada positiva, ya que creará condiciones de entregas seguras a los centros alemanesAunque Nord Stream 2 no crea nuevas condiciones de mercado y solo redirige las entregas para cumplir con los contratos existentes a largo plazo, en realidad puede ayudar a agregar más gas al lugar y aliviar la presión sobre los precios.

Aún más, una nueva señal proviene ahora de Rusia, ya que Moscú planea permitir que Rosneft acceda al futuro gasoducto. Este es un paso simbólico hacia la desmonopolización de las exportaciones que puede ser percibido positivamente por los mercados .

Una elección arriesgada: la confianza de los consumidores en el lugar

Históricamente, una gran parte de los suministros de gas en Europa se han indexado al petróleo, mientras que el excedente se negociaba en centros, generalmente insituDebido al persistente exceso de oferta observado entre 2015 y 2020, el precio spot ha sido muy a menudo más bajo que el precio indexado del petróleo. En cambio, el precio indexado del petróleo ofrecería una relación más estable, ya que toma en cuenta el período de 6 meses para el cual se calcula el precio promedio del petróleo con un desfase de 3 meses (Cuadro 1).

Cabe señalar que algunos contratos a largo plazo ahora incluyen una referencia a los centros europeos (principalmente TTF y Gaspool) junto con la indexación del petróleo. Como resultado, en 2020, los flujos de gas puramente indexados al petróleo ocuparon menos de una cuarta parte del mercado europeoEl desarrollo de centros de gas natural licuado reforzados por las entradas de GNL creó una oportunidad para los contratos al contado. 

Según datos de CME Group , en 2018-2019, hasta el 35% de los nuevos contratos se negociaron in situ . Otras formas de contratos basados ​​en el mercado (contratos a plazo y futuros) no han ganado una popularidad similar entre los consumidores europeos. Luego, los datos recopilados por Royal Dutch Shell revelan que una gran parte de los contratos al contado se concluyó para agregar volúmenes a los contratos terminados existentes para optimizar el precio.

Mientras que, durante la última década, el precio al contado ha sido generalmente más bajo que el indexado al petróleo, este verano el precio al contado superó el precio indexado al petróleo en un 100-120%. Como resultado, una gran parte de las empresas de servicios públicos se encontraron en una trampa: sin contratos a plazo y un precio al contado que siguió subiendo a niveles inasequibles.

El gas está disponible, pero vinculado al aumento de los precios

Algunas empresas de servicios públicos confirmaron de forma anónima que sus presupuestos se han limitado a comprar los volúmenes de gas necesarios y, por lo tanto, corren el riesgo de un déficit en invierno. En consecuencia, los riesgos de una escasez de gas en invierno surgen incluso a pesar de los niveles suficientes de gas disponibles en el almacenamiento subterráneoA su vez, los contratos denominados con indexación del precio del petróleo cubren alrededor del 20% de los volúmenes del mercado de gas, lo que significa que la mayoría de los clientes están en riesgo.

La situación conduce además a cuestionar decisiones anteriores de los tribunales que en realidad exigieron a las empresas que cambiaran a la fijación de precios de concentrador como un modo "normal" de la práctica del mercadoIrónicamente, el precio del petróleo está mejor institucionalizado y no debería haber sido ignorado tanto por una gran proporción de los actores del mercado del gas.

La Figura 4 también indica una reducción significativa en el cambio de liquidez en los contratos extrabursátiles en Europa. Las plataformas comerciales con una mayor proporción de GNL se han visto afectadas en su mayoría.

Competencia entre combustibles: el componente necesario para la competitividad del gas

Se reanudó la demanda de carbón

Los mercados del gas no pueden separarse de la competencia entre combustibles. Cuando los precios del gas colapsaron en medio de la pandemia de Covid-19 en la primavera de 2020, Ole Hvalbye, de Rystad Gas Market Cube, había realizado una observación interesante, quien ilustró cómo un precio del carbono disparado y la caída del precio del gas estimularon un cambio de carbón a gas en el sector energético.

Sin embargo, con el aumento de los precios del gas natural observado desde el verano de 2020, el cambio de carbón a gas se volvió menos rentable y surgió un efecto adverso: la demanda de carbón se reanudó contra el aumento del precio del gas (Figura 5). Según Global Energy Monitor , se cerraron hasta 6 GW de capacidad en 2019 y 10 GW más en 2020 . Mientras tanto, la puesta en servicio de nuevas centrales eléctricas de carbón cayó un 34% en 2019-20. Solo en Alemania, a finales de 2020 se retiraron del mercado hasta 5 GW de capacidad de hulla y lignito.

Más recientemente, RBN Energy publicó un informe que muestra una correlación entre los precios récord del gas y el carbono con la afirmación de que el diseño del Esquema de Comercio de Emisiones en realidad hizo subir los precios del gasA su vez, las energías libres de carbono pero intermitentes no garantizan necesariamente la confiabilidad del sistema y, por lo tanto, no proporcionaron la productividad necesaria durante la crisis.

Cuatro conclusiones

La actual crisis energética es una combinación de una serie de tendencias políticas y de mercado que ocurrieron durante los últimos años en Europa. Se pueden sacar cuatro conclusiones de la crisis.

En primer lugar, la crisis confirma que el mercado europeo del gas ahora depende más del GNL para su competitividad . Menos entradas de GNL significan menos gas para los centros. El lado inesperado de la crisis es la subida de precios que se produjo en verano, durante la temporada de baja demanda. La UE se enfrenta a una dura competencia por el suministro de GNL y es posible que deba considerar una estrategia pro-GNL más coherente en la transición energética para recuperar el atractivo internacional.

En segundo lugar, la crisis revela la importancia de los flujos de información junto con los ciclos de las materias primas . La mala información creó una falsa sensación de seguridad, lo que llevó a los tomadores de decisiones a aceptar el argumento de Gazprom y sus socios europeos de Nord Stream 2 de que la nueva tubería aliviará el desequilibrio del mercado. Mientras tanto, la crisis actual aumenta la presión política sobre Ucrania y genera nuevos desafíos geopolíticos para la UE. Sin embargo, no debemos excluir que Nord Stream 2 contribuirá a un centro de gas más líquido en Alemania, donde una fusión entre Gaspool y NCG crea un nuevo centro comercial en Europa.

En tercer lugar, la crisis tiene más que ver con la excesiva dependencia de los consumidores sobre el terreno que como resultado de un shock de oferta . En principio, se pueden poner a disposición volúmenes adicionales para el comercio al contado en invierno, mientras que los almacenes subterráneos son suficientes para garantizar el suministro para contratos a largo plazo. Sin embargo, muchas empresas de servicios públicos calcularon mal tanto la tendencia del mercado como el costo inesperado de las ofertas al contado. Para algunos, los déficits energéticos se convertirán en una realidad hacia enero-febrero de 2022 .

Finalmente, se puede observar que la demanda de gas fue estimulada primero por un precio del carbono en constante crecimiento, pero luego los aumentos del precio del gas empujaron el precio del carbonoMientras tanto, la competencia entre combustibles debilitada y la dependencia de energías intermitentes solo han amplificado los aumentos de los precios de la electricidad

Por lo tanto, el principal desafío en los mercados energéticos europeos es garantizar la confiabilidad del sistema para evitar escaseces y garantizar la competencia entre combustibles.

Fuente: Andrei Belyi, fundador y director ejecutivo de la consultora energética Balesene OU , Estonia, y profesor adjunto de derecho y política energética en la Universidad del Este de Finlandia.

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