Depósitos de gas repletos: colas de metaneros en los puertos y el precio en mínimos de más de un año

El acelerón de Europa en su acopio de gas natural de cara al invierno también está dando sus réditos en clave de precios. La cotización de este combustible, esencial para la industria y las calefacciones domésticas, cae este martes hasta los 34 euros por megavatio hora (MWh), su nivel más bajo en más de un año en el mercado ibérico (Mibgas). La tendencia de su par holandés —el TTF, el que sirve de referencia para el conjunto de la UE— es igualmente bajista: a mediodía de este martes cae casi un 10%, hasta los 116 euros por MWh, mínimos desde la primavera. En pocas semanas, los principales importadores europeos de gas natural licuado (GNL) han pasado de pugnar por cada barco metanero (los que transportan este combustible) a tener que rechazar su entrada en puerto ante la incapacidad de encontrar acomodo para ese combustible. Paradojas de una crisis energética que cambia de guion sobre la marcha.

“Las reservas de gas natural en Europa están en niveles muy altos, casi al 100% en los principales países consumidores como Alemania, Francia y Países Bajos. Los almacenamientos subterráneos se han llenado antes de lo previsto, con un récord de importaciones de GNL”, constata Pedro Cantuel, analista de gas y electricidad en la consultora Ignis Energía, que recuerda también que Holanda, un país “clave” para el suministro de Alemania en tiempos de crisis, ha aumentado en un 45% su capacidad de regasificación (las plantas que devuelven a su estado natural el gas que viaja por barco). “El espacio empieza a ser limitado en las infraestructuras de almacenamiento”, añade.

Aunque el llenado exprés de los depósitos es el principal factor detrás de esta reciente distensión en los mercados, el siempre complejo cóctel de los precios del gas tiene otros ingredientes. En la coctelera también entra en juego la expectativa de que los Veintisiete aprueben un tope dinámico sobre el coste del gas importado o una centralización mínima de las compras.

La fuerte caída del consumo por los altos precios —que han expulsado demanda industrial y han obligado a los hogares a ajustarse el cinturón para tratar de contener unas facturas desorbitadas— también está presionando la cotización a la baja. En lo que va de año, el consumo de gas baja un 7% de media en el conjunto de la Unión, aunque con amplias oscilaciones entre países: España, por ejemplo, es uno de los pocos países en los que, lejos de caer, el consumo de gas sube.

A la espera del invierno

La meteorología es el tercer elemento de la ecuación. La mayoría de los modelos apuntan a un otoño y un tramo inicial de invierno suave; y la temperatura es uno de los principales determinantes del consumo en la temporada fría: cuanto menos haga falta encender la calefacción, menos gas se requerirá y menos presión habrá sobre los precios. “El aumento de la demanda residencial por calefacción en Europa todavía no es intenso y en Centroeuropa se está incrementando la producción eólica en su mix de generación, lo que está reduciendo el uso del gas para generar electricidad”, completa Cantuel.

Es pronto, sin embargo, para cantar victoria. “Cuando empiece el invierno y las temperaturas bajen, sobre diciembre, veremos cómo reacciona el mercado y la velocidad que alcance el vaciado de los almacenamientos”, augura el analista de Ignis. “Serán clave los niveles de demanda industrial y residencial, las temperaturas, la estabilidad en el suministro de Noruega y la llegada de buques de GNL para asegurar el suministro y comenzar en abril de 2023 a llenar de nuevo las infraestructuras con los menores riesgos posibles”. El sector gasista teme, sobre todo, una ola de frío en los estertores del invierno, con la primavera ya tocando a la puerta y las reservas de gas en niveles mucho más bajos que ahora: entonces, el margen de maniobra será mucho menor.

El otro frente de riesgo sería una interrupción en la cadena de suministro, como la vivida hace unos meses en la terminal de Freeport (Texas, Estados Unidos) o la que se espera en Nigeria en los próximos días. Lo cierto, no obstante, es que pocos pensaban que a mediados de octubre, ya bien entrado el otoño, hasta 35 buques cargados de gas licuado iban a estar a la espera de puerto en los aledaños de la península Ibérica, según el recuento de Reuters.

Por debajo de la excepción ibérica

El gas cotiza hoy incluso por debajo del umbral que fijaba la excepción ibérica, el mecanismo puesto en marcha a mediados de junio para evitar que el brutal encarecimiento de este combustible en los meses precedentes siguiese ejerciendo un efecto contagio sobre el mercado mayorista de la electricidad. En los primeros seis meses de aplicación, ese sistema fijaba en 40 euros por megavatio hora (MWh) el precio de referencia del tope para generación de luz, 6 más que su precio actual.

Tal es la anomalía coyuntural de precios en el mercado gasista, que los consumidores de luz, en lugar de pagar una compensación a las centrales de gas por lo que dejan de percibir por el tope, este miércoles recibirán dinero: casi 1,3 euros por megavatio hora. El porqué de esta cifra, inimaginable hace un par de semanas, cuando los consumidores abonaban 100 euros por MWh solo por la compensación, es sencilla: las rentas de congestión (derivadas de la exportación de electricidad a Francia, y que se destinan, en un 50%, a sufragar el coste del ajuste del gas para los consumidores) son mayores que la compensación a los ciclos combinados.

En España, según Cantuel, el escenario gasista es incluso “más favorable” que en el resto de Europa. “Tanto los almacenamientos subterráneos como en las terminales de GNL están en niveles muy elevados, y la demanda de los ciclos combinados [las centrales que queman gas para generar electricidad] se espera que sea inferior a meses atrás por el esperado incremento de la generación eólica”, sintetiza.