Aspectos clave a tener en cuenta en el mercado europeo del gas para 2022

El riesgo de un invierno frío, la incertidumbre en torno a las importaciones de gasoductos y los bajos inventarios de gas han preparado el escenario en toda Europa para otro año volátil por delante, con la posibilidad de que los precios del gas se disparen aún más y la escasez de energía afecte.

El continente ha estado en el centro de una crisis de oferta y demanda desde el año pasado, colocando la seguridad y la flexibilidad del suministro de gas, así como su papel en la transición energética, en lo más alto de la agenda de la UE.

Wood Mackenzie, ha publicado el informe Europe Gas: 5 cosas a tener en cuenta en 2022, destacando las áreas clave a observar que darán forma a los mercados de gas europeos y mundiales en las próximas décadas.

La disputa por el gasoducto Nord Stream 2

La puesta en marcha del controvertido gasoducto Nord Stream 2 que lleva gas ruso a Alemania ahora podría ser posterior al primer trimestre de 2022, lo que significa suministros rusos adicionales limitados durante el invierno. En condiciones climáticas normales y con bajas importaciones rusas, los inventarios de almacenamiento europeos caerán por debajo de los 15 mil millones de metros cúbicos (bcm) a fines de marzo, un mínimo histórico.

Los precios finalmente bajarán a medida que se acerque la primavera, pero los requisitos para recargar las instalaciones de almacenamiento serán altos, 20-25 bcm más que este año.

Kateryna Filippenko, analista principal de investigación europea de gas, dijo: “Sin importaciones rusas adicionales, la capacidad de rellenar el almacenamiento agotado y evitar que se repita la crisis del año pasado será limitada. Pero hasta ahora, Gazprom se ha mostrado reacio a poner más gas a disposición en las rutas existentes. Y la puesta en marcha de Nord Stream 2 sigue siendo la gran incógnita mientras Gazprom navega por las aprobaciones regulatorias. Las relaciones políticas siguen siendo frágiles a medida que las tropas rusas se acumulan a lo largo de la frontera con Ucrania.

“El clima frío en Europa podría exacerbar aún más la situación, agregando hasta 10 bcm a la demanda de gas durante el resto del invierno, empujando los niveles de almacenamiento a cero a menos que se suministre más gas ruso, y es posible que Europa tenga que recurrir al gas colchón para equilibrar el mercado. El clima invernal normal, incluso en Asia, y la visibilidad en la puesta en marcha de Nord Stream 2 harían bajar los precios, aunque la demanda de almacenamiento (y los altos costos de carbono) mantendrán los precios por encima de los 15 dólares estadounidenses por millón métrico de unidades térmicas británicas (mmbtu)”.

Una política de almacenamiento estratégico de la UE apoyará el progreso, pero puede llevar varios años implementarla

En los dos últimos años se ha demostrado al máximo la importancia del almacenamiento de gas en Europa. En 2020, el almacenamiento pudo absorber un gran exceso de suministro, mientras que, en 2021, los precios extremadamente altos del gas desalentaron la inyección de gas durante el verano, lo que dejó a la región con inventarios históricamente bajos para el invierno.

Graham Freedman, analista principal de European Gas Research, dijo: “El clima excepcionalmente frío en el hemisferio norte podría volver a dejar a Europa con un déficit de suministro. Están surgiendo preguntas sobre la importancia de tener almacenamiento de gas en la combinación general de fuentes y cómo se debería recompensar a los operadores y propietarios de almacenamiento en el futuro.

“Una nueva política de almacenamiento estratégico de la UE requerirá una revisión de las regulaciones que varían significativamente de un país a otro. Lugares como Italia y Hungría ya tienen estrategias bien establecidas para abastecer el mercado en caso de escasez de suministro, otros no. Por lo tanto, se requiere un marco para garantizar la coherencia en toda la industria”.

Los contratos pueden brindar seguridad de suministro, pero se necesita un compromiso a largo plazo

En la última década, Europa se ha alejado de los contratos a largo plazo vinculados al petróleo hacia los precios centrales y el mercado al contado. Pero la crisis actual ha demostrado que este camino puede tener inconvenientes: la seguridad y la asequibilidad del suministro son los principales que podrían afectar a la región.

Alrededor de 49 bcm de contratos de importación en Europa vencerán este año. De estos, 21 bcm serán contratos rusos por tubería. Algunos de estos no se ampliarán, como el contrato de 10 bcm de PGNIG con Gazprom a medida que Polonia se aleja del gas ruso.

“Con la posible puesta en marcha de Nord Stream 2, es posible que veamos algunos nuevos contratos a largo plazo firmados a lo largo de la ruta del oleoducto. Las posibles preocupaciones sobre la exposición a largo plazo a Rusia, junto con las preocupaciones provocadas por la crisis sobre la seguridad y la diversificación del suministro, pueden empujar a más jugadores hacia la contratación de GNL”, dijo Penny Leake, analista de investigación de investigación europea de gas.

“Tanto los contratos indexados al petróleo como Henry Hub más GNL a largo plazo tendrán un descuento considerable con respecto a los precios al contado locales hasta 2025/6, lo que los convierte en una opción atractiva para los jugadores europeos. Pero las negociaciones sobre los precios y las estructuras de estos contratos serán complicadas. Las empresas de servicios públicos deberán comprometerse con un contrato de duración a largo plazo si quieren aprovechar la prima actual del precio al contado, lo que podría resultar riesgoso”.

Aumento de la oferta producida localmente

La crisis energética ha llamado la atención sobre la importancia de la producción nacional y la perspectiva de que Europa necesite gas durante las próximas décadas. Los precios récord empujaron a los productores de gas a priorizar los desarrollos de gas que pueden brindar flexibilidad inmediata, y la perspectiva de un mercado de gas ajustado en los próximos años puede reactivar las inversiones en nuevas opciones de suministro de gas.

Conner McKinney, investigador asociado, European gas research, dijo: “Algunos operadores pueden ver este momento como 'ahora o nunca' para sus proyectos, particularmente inspirados por la posibilidad de precios altos. Los paquetes de impuestos temporales ofrecidos en Noruega el año pasado alentarán a más FID, incluidos King Lear, Asterix, Dvalin North y Linnorm. El objetivo también será maximizar la producción flexible a través de mayores permisos para Troll y Oseberg, y algunos operadores pueden priorizar las ventas de gas sobre la reinyección de gas, como Equinor en Gina Krog.

“Si bien los nuevos FID son más inciertos debido a las presiones de ESG en el Reino Unido, la rigidez sostenida del mercado que se espera durante los próximos años puede afectar la toma de decisiones en otras partes de Europa. En Rumania, el progreso hacia la FID para el proyecto gigante Neptun Deep se ha retrasado desde 2019, sobre todo por el deterioro fiscal y regulatorio. Tiene el potencial de producir más de 6 bcm al año en meseta y transformar a Rumania en un exportador neto de gas. Pero para que esto se materialice, se requieren mejoras fiscales y regulatorias. La perspectiva prolongada de precios altos podría alentar aún más al gobierno de Rumania a acelerar el cambio”.

La generación de energía a gas se considerará una inversión transitoria en la taxonomía de la UE

A fines del año pasado, la Comisión Europea publicó una nueva propuesta de taxonomía de la UE que clasifica las centrales eléctricas de gas eficientes e ininterrumpidas como inversiones de transición, lo que podría ser un momento de la verdad para la industria mundial del gas. Los asesores expertos tienen hasta el 21 de enero para proporcionar comentarios que puedan dar lugar a cambios en el texto propuesto.

“Tal como está, los inversores financieros y no financieros podrán aumentar su 'puntaje verde' empresarial invirtiendo en gas, incluso fuera de Europa. La divulgación será clave”, dijo Claire Spencer, investigadora asociada de investigación europea de gas. “Otros países que desarrollen taxonomías similares se animarían a incluir también el gas, particularmente en los mercados asiáticos donde el carbón aún domina. Sin embargo, el reconocimiento de la UE de las centrales eléctricas de gas como una inversión transitoria no es una panacea para la industria del gas”.

Wood Mackenzie predice que los precios del gas deberán bajar para adaptarse a una mayor inversión en el uso del gas. El límite de emisión de CO2 propuesto de 270 gramos por kilovatio-hora para las instalaciones que cuenten con un permiso de construcción para 2030, junto con el compromiso de usar al menos un 30 % de gas renovable o bajo en carbono para 2026 y un 100 % para 2035, significa que el uso de el gas natural convencional tendría que reducirse con el tiempo si una central eléctrica alimentada con gas se clasificara como 'transicional'. El uso constante de gas natural en la UE está destinado a disminuir, incluso si la UE clasifica las inversiones en plantas alimentadas con gas como inversiones transitorias.