El abismo energético que no fue: así ha superado Europa el invierno más crítico de su historia

Hace justo un año, con la guerra recién comenzada y la amenaza de Rusia de un corte del suministro, Europa temía el peor escenario: un invierno frío sin combustible para industrias y hogares. Hoy, con la primavera a la vuelta de la esquina, la Unión Europea ha cruzado el Rubicón de la temporada de frío con más holgura de la prevista.

Los Veintisiete consumían unos 500 millardos de metros cúbicos (bcm) de gas, de los que Rusia suministraba unos 140, casi el 30%. La dependencia del gas ruso era mayor en grandes países como Italia (40%) o Alemania (60%). El cierre, a principios de septiembre, del gasoducto Nord Stream, vía principal de importación del gas ruso redujo en 2022 esos 140 bcm a apenas 60. Las matemáticas no salían.

¿Cómo ha logrado, entonces, el continente, superar la mayor crisis energética de su historia? En corto, que todo lo que podía salir bien salió bien; y lo que podía salir mal, no salió mal. En largo, lo que sigue es un repaso detallado de las claves que han marcado el primer invierno sin casi gas ruso.

Temperaturas más cálidas de lo habitual

El clima ha ayudado, y mucho, a superar este primer examen. Si el de 2022 hubiese sido un invierno crudo, con los mercurios sostenidamente bajo cero en el cuadrilátero imaginario que se dibuja entre París, Múnich, Ámsterdam y Berlín -en el que vive un altísimo porcentaje de la población comunitaria-, la situación habría sido radicalmente distinta. Pero la fortuna se ha aliado con el bloque: las temperaturas han sido suaves, con meses entre los más cálidos de los últimos 20 años y con semanas enteras más propias de la primavera.

Esto ha sido clave: según las estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), algo más de la mitad de la caída en la demanda de los hogares está directamente vinculada con esta anomalía.

Pero estas temperaturas, extraordinariamente altas, también tienen un envés. El cambio climático está reduciendo las precipitaciones y aumentando los episodios de sequía más allá de la península Ibérica: Francia está viviendo su invierno más seco desde 1959, y las centrales nucleares, que generan el 70% de su electricidad, necesitan agua para su refrigeración.

En España —y también en Portugal—, el buen tono de los pantanos es esencial para el funcionamiento de hidráulica. Y, como ha quedado patente en los últimos tiempos, una menor actividad de ambas tecnologías es sinónimo de mayor utilización de los ciclos combinados, las centrales en las que se quema gas para obtener luz.

Los precios récord laminan la demanda

El consumo de gas en la Unión Europea en 2022 disminuyó un 13%, un ahorro de 70 bcm respecto a 2021, la mayor reducción en términos absolutos de la historia, según ha publicado la AIE en su último monográfico sobre el tema.

“Lo principal ha sido que la UE ha podido reducir su consumo, un esfuerzo que se ha repartido prácticamente a partes iguales entre la industria y los hogares”, apunta Ben McWilliams, del centro de estudios bruselense Bruegel. “Los altos precios han estimulado la disminución de la demanda en los hogares y han sido clave en el cambio de algunas industrias al petróleo”.

Según los datos del propio centro de estudios, todos los países de la Unión redujeron su consumo en 2022, pero la caída fue drástica en los países del norte. En Finlandia gastaron un 48% menos de gas que la media de los tres años anteriores. Entre los países con mayor demanda, Alemania disminuyó su consumo un 14%, Italia un 7%, Francia el 9% y España apenas un 3%.

A finales de febrero, el jefe de la energética italiana Enel, Francesco Starace, decía a EL PAÍS que el exceso de demanda —la grasa, podríamos decir: aquello que se puede reducir sin apenas impacto económico— rondaba el 15% de media en los países del bloque. Por encima de esa cifra, crecen las dudas: ¿qué ocurrirá cuando bajen los precios? ¿será temporal o permanente? Una parte corresponderá a electrificación —por ejemplo, con la sustitución de calderas de gas por bombas de calor en los hogares—; otra, en cambio —la más peligrosa— vendrá de la migración de industrias que antes estaban asentadas en Europa a otros continentes.

“En algunos sectores las pérdidas empresariales han sido muy importantes”, recuerda Jorge Fernández, coordinador del laboratorio de Energía del Instituto Vasco de Competitividad (Orkestra). Noticias como la deslocalización de fábricas de BASF [el gigante químico alemán] son un ejemplo de cómo está afectando a la industria la crisis energética”. También Samantha Dart, jefa de análisis de gas de Goldman Sachs, advierte del síntoma BASF: “Algunas pérdidas en la actividad industrial europea serán permanentes”. Que la destrucción de demanda haya sido particularmente intensa en el sector industrial, opina José María Yusta, experto en mercados energéticos e infraestructuras críticas de la Universidad de Zaragoza, “no es buena noticia y anticipa deslocalizaciones de plantas muy dependientes de unos costes energéticos competitivos”.

El Atlántico, convertido en un gigantesco corredor de metaneros

Tres letras han cambiado por completo el paradigma energético europeo: GNL, las siglas con las que se conoce al gas natural licuado que viaja (congelado) en grandes barcos metaneros. En 2022 han llegado a los puertos europeos 60 bcm de GNL más que en 2021, un 60% más. Dos terceras partes de estas nuevas importaciones llegaron de Estados Unidos, según las cifras de la AIE, convirtiendo el océano Atlántico en un inmenso corredor de energía. El resto de suministradores están a años luz del gigante norteamericano, pero entre ellos aparece aún Rusia, de donde llegan 2 bcm de gas licuado. Sabedora de sus debilidades, Bruselas se ha cuidado mucho de vetar el GNL de Moscú.

En total, el GNL supuso en 2022 la tercera parte del gas importado y, sumado, se convierte en la principal alternativa de suministro para los países de la Unión, por delante de Noruega y, sobre todo, de Rusia que era el principal socio.

Para poder recibir este ingente volumen de gas por mar, Europa ha dado un paso al frente en infraestructuras. Alemania, el mayor consumidor, llegó a la crisis sin una sola regasificadora, necesarias para procesar el GNL. Desde entonces, ya ha puesto en marcha dos, a la que hay que sumar una más en Países Bajos. En los próximos meses está proyectada la construcción de una veintena larga, no solo en el norte: Italia tiene previstas tres nuevas, y Grecia, Chipre y Croacia, una cada una, según los datos de Gas Infraestructure Europe (GIE). En el otro lado de la ecuación, EE UU prevé hasta triplicar su capacidad de licuefacción de aquí a 2027, según las cifras de Adrian Mason, de GlobalData Energy.

China: un favor involuntario a la UE

No todo son méritos propios o respuesta —de compradores y vendedores de gas— a los precios disparatados de los últimos tiempos: en 2022, los astros también se han alineado a miles de kilómetros de distancia. El voraz apetito de los Veintisiete ha coincidido con un repliegue sin precedentes del mayor importador mundial de GNL, cuya demanda se ha hundido por la política de covid cero, dejando un inesperado margen de maniobra al resto de grandes consumidores, en gran mayoría europeos.

El fin de las restricciones a la movilidad en el gigante asiático despierta ahora varios interrogantes: ¿tendrá Europa un nuevo rival en su pugna por los cargamentos de gas? La respuesta más probable de la media docena de especialistas consultados es que sí. Eso reducirá el gas disponible en los mercados internacionales y encarecerá su cotización. “La demanda global se moderará, pero no se espera una recesión y la recuperación de China podría tener un impacto positivo”, expone Fernández, de Orkestra. “Este año algunas de estas circunstancias no se repetirán: competiremos también con las importaciones de GNL desde China y Asia en general (Tailandia, India...), que ya están repuntando”.

Incluso si la recuperación en China no es inmediata, la situación puede empeorar. “Los países europeos no están firmando contratos plurianuales, lo que nos deja en manos de un mercado a corto plazo, más volátil y especulativo”, apunta Yusta, profesor de la Universidad de Zaragoza. Esa resistencia a sellar acuerdos a varios años vista tiene que ver, sobre todo, con la imposibilidad de prever el ritmo de la transición energética: de lo rápido que crezcan el biometano (una molécula idéntica, pero producida con residuos) y las renovables dependerá en gran medida el patrón futuro de consumo de gas fósil.

Depósitos mucho más llenos: un inesperado colchón para el invierno que viene

La reducción del consumo y el crecimiento de las importaciones de GNL ha provocado que la Unión registre máximos de almacenamiento de gas a estas alturas del año, con los almacenes con un nivel de llenado cercano al 60%. “Es un récord histórico [para estas fechas]: el escenario de referencia preveía un nivel alrededor del 40%, por debajo del 30% en el caso de un invierno frío”, recuerda Yusta. Este mejor tono simplificará la tarea de rellenado “con el aprovisionamiento por gasoducto desde Argelia y Noruega, y la llegada de barcos metaneros durante la primavera y el verano”. Bruselas ha fijado como objetivo que los depósitos del bloque alcancen un 90% de llenado el próximo 1 de noviembre. Una cifra, que con los niveles actuales, parece factible.

El año pasado, la instrucción de la UE de llegar a esa fecha con los almacenamientos al 80% “dio lugar a una presión alcista sobre el precio del gas natural en toda Europa durante todo el verano”, rememora Fernández. “Ahora es posible volver a llenar los almacenamientos a niveles superiores al 90%, pero el contexto es de mayor competencia por el GNL”. En este entorno, dice, “la seguridad de suministro para el invierno también dependerá de que se mantengan las políticas de reducción del consumo, de que se continúe impulsando el cambio de combustibles en industria y hogares y de la penetración de energías renovables”. Especialmente, si el próximo invierno es más frío.

Gonzalo Escribano, del Real Instituto Elcano, se muestra más optimista: “Viendo el nivel de llenado actual, si no llegamos al 100%, vamos a estar cerca. Y eso quiere decir que mucho tendrán que cambiar las cosas para que tengamos problemas de suministro el año que viene”. Pero advierte: “¿Qué precio tendremos que pagar? EE UU va a mandar todo el que pueda, pero lo cobrará caro”.

Precios: ¿calma chicha o bajada definitiva?

Entre agosto de 2021 y agosto de 2022, el precio del gas en Europa se multiplicó por 15: de 20 euros por megavatio/hora a más de 300. Hoy, con el invierno casi acabado, la cotización del gas se ha contenido y se sitúa alrededor de los 50 euros. Ni siquiera la reciente ola de frío ha inmutado este nuevo —y frágil— equilibrio de fuerzas.

El precio actual es muy bueno en comparación con el verano, pero sigue siendo el doble de que antes de la crisis y aún no sabemos si esta estabilización será definitiva. “Este nivel no es sostenible en lo que queda de año”, opina Dart, de Goldman Sachs. ¿El motivo? Los propios precios actuales, que —cree— presionarán al alza la demanda, tanto en Europa como en el resto del mundo. “No llegarán a los 350 euros del verano pasado, pero sí pensamos que pueden rondar los 100 euros en el tercer trimestre de este año”, escribe por correo electrónico. Es decir, en plena temporada de llenado de depósitos.

Superado el año de la crisis energética, toca mirar ya a la siguiente prueba de fuego: pronto habrá que llenar de nuevo los depósitos para el próximo invierno. Tras un año de guerra, y a pesar del cerrojazo del Nord Stream 1, Moscú sigue suministrando aproximadamente el 10% de la demanda europea de gas. Si cierra totalmente ese flujo remanente, el próximo se pondría en sánscrito. “Sin embargo, si algo nos ha enseñado la historia de los mercados de energía es que las condiciones pueden cambiar en muy poco tiempo”, avisa Fernández, de Orkestra. “Hay una falsa sensación de que la crisis ha terminado”, sentencia Thierry Bros, de Sciences Po.

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