Asia amenaza las reservas de gas de Europa (y II): El golpe inflacionista que dejará al Viejo Continente más vulnerable
Madrid. Europa ha sufrido situaciones similares de tensión energética en el pasado. En 2021 se produjo un aumento de la demanda de electricidad y gas en medio de la recuperación económica tras la pandemia y China incrementó sus importaciones un 19 % hasta una media de 10,5 billones de pies cúbicos diarios, con lo que superó por primera vez a Japón como mayor comprador mundial. El GNL cubrió aproximadamente el 30 % del suministro total de gas chino y más de la mitad de sus importaciones.
Por su parte, Europa tuvo problemas para superar las primas asiáticas durante buena parte del verano y el otoño, y los cargamentos flexibles se dirigieron preferentemente hacia Asia. Este proceso fue uno de los factores que la dejó en una situación especialmente vulnerable: sus reservas estaban en niveles bajos al comienzo de la crisis energética de 2022 tras la invasión rusa de Ucrania.
Según la Administración de Información Energética estadounidense, las importaciones europeas de GNL descendieron ese año un 8% frente a 2020 porque una mayor proporción de esta materia prima fue enviada a Asia y Brasil, que tras sufrir la peor sequía en más de 90 años redujo la producción hidroeléctrica y tuvo que recurrir intensamente a centrales térmicas de gas.
No fue una cuestión de falta de capacidad de regasificación europea, sino de competencia económica: los vendedores enviaban cada barco al mercado que ofrecía el mayor rendimiento una vez descontados los costes de transporte. En consecuencia, las preocupaciones sobre el suministro europeo comenzaron ya a mediados de 2021 y el continente inició la temporada de calefacción con los almacenamientos un 17 % por debajo de la media de los cinco años anteriores y un 22 % por debajo del nivel del año precedente.
A partir de octubre y, sobre todo, en diciembre de 2021, la situación comenzó a invertirse. Los precios europeos subieron lo suficiente para igualar o superar a los asiáticos y atraer de nuevo los cargamentos atlánticos. Las exportaciones estadounidenses de GNL hacia Europa aumentaron con fuerza en el cuarto trimestre y alcanzaron un récord de 6,7 billones de pies cúbicos diarios en diciembre. Las importaciones europeas crecieron aún más en enero del año siguiente.
El resultado fue que Europa llegó a la guerra en Ucrania con precios ya extraordinariamente altos, reservas inferiores a lo habitual y una dependencia evidente del GNL flexible. Se puede afirmar que el conflicto no creó desde cero tal escenario adverso para Europa, sino que agravó un desequilibrio que llevaba gestándose desde el verano anterior.
También se dio una situación parecida en el invierno de 2017-2018, cuando China aceleró abruptamente la sustitución de carbón por gas para reducir la contaminación urbana. La conversión se aplicó con más rapidez de la que permitían las infraestructuras y el suministro doméstico. China tuvo que acudir masivamente al mercado de GNL, mientras Japón, Corea del Sur y Europa también afrontaban temperaturas relativamente bajas.
El Oxford Institute for Energy Studies señaló entonces que el auge de la demanda asiática estaba atrayendo incluso cargamentos noruegos hacia Corea del Sur. También observó que la elevada demanda estacional china tensionó la disponibilidad de metaneros y elevó los costes del transporte. Entre 2015 y 2020, las importaciones chinas de GNL pasaron aproximadamente de 25 bcm (25.000 millones de metros cúbicos) a 89 bcm, en buena medida por la política de sustitución del carbón. En consecuencia, China empezó a ejercer una influencia decisiva sobre el mercado mundial de GNL y dejó de ser un comprador relativamente secundario.
Otro momento tenso se vivió tras el accidente de Fukushima en marzo de 2011 y el cierre nuclear japonés, que forzó al país a sustituir una parte importante de su generación eléctrica con centrales de gas. Japón, que ya era el principal comprador mundial de GNL, empezó a pagar primas elevadas para atraer metaneros. Corea del Sur y otros países asiáticos también incrementaron sus compras. Como resultado, el gas catarí y el de la cuenca atlántica se redirigieron hacia Asia y Europa salió perjudicada, con sus terminales de regasificación relativamente infrautilizadas. Así, entre 2011 y 2014, Asia actuó como el mercado dominante y Europa como mercado residual: el GNL llegaba a Europa cuando el precio asiático no justificaba desviarlo hacia Japón, Corea o Taiwán.
Con estos precedentes, por tanto, no es descabellado pensar que la competencia asiática puede dificultar seriamente el llenado de los almacenamientos europeos para el invierno 2026-2027 y obligar a Europa a elevar sus compras en el mercado spot durante el final del verano y el otoño, con el impacto financiero que eso conlleva, así como la mayor exposición a escenarios más exigentes, como una ola de frío, una avería en Noruega, nuevas interrupciones en Ormuz o una escalada de la demanda asiática.
Naturalmente, el margen para absorber esos acontecimientos sería menor, pese a que contaría con los suministros del norte de África y Azerbaiyán y con un GNL evidentemente más caro.
Existe además una anomalía que ha dificultado el llenado en Europa: durante buena parte de la temporada de inyección, que suele comenzar entre finales de marzo y abril y prolongarse hasta octubre o noviembre, los precios del gas para entrega en verano han sido iguales o superiores a los precios del invierno. Normalmente, una empresa compra gas barato en verano, paga por almacenarlo y lo vende más caro en invierno. Pero cuando el gas es más caro en verano que el gas futuro, almacenar supone una pérdida económica.
La firma estadounidense de análisis de mercados S&P Global ha constatado que esa estructura de precios redujo los incentivos para introducir gas en los almacenamientos. La entidad incluso contempla que Europa, incluyendo Reino Unido y Turquía, podría importar unos 40,5 millones de toneladas de GNL en el cuarto trimestre de 2026, lo que constituiría un récord trimestral.
Un precedente publicado por el ‘Financial Times’ a partir de cálculos de analistas energéticos para la campaña de 2025 podría arrojar una referencia en este sentido. Entonces se estimó que rellenar los almacenamientos europeos hasta el 90 % costaría alrededor de 26.000 millones de euros, frente a los 16.000 millones del año anterior: un sobrecoste de unos 10.000 millones debido a que Europa comenzaba el verano con menos gas y debía comprar mayores volúmenes a precios superiores. Este año el punto de partida es bastante exigente: los almacenamientos estaban al 28 % el 1 de abril, según ACER, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía, y la necesidad de GNL coincide con un mercado mundial tensionado por Ormuz y la competencia asiática.
Pero como en todos los ejercicios de prospección de oferta y demanda, hay matices que deben tenerse en cuenta. Por ejemplo, India, Pakistán y Bangladesh son compradores mucho más sensibles a los precios. Pueden competir por cargamentos cuando estos son moderados, pero tienden a cancelar compras, reducir consumo o pasar a otros combustibles cuando el GNL se encarece demasiado. Esto actúa como válvula de seguridad para Europa: si la puja sube mucho, parte de la demanda asiática emergente desaparece antes que la europea.
Por eso Europa, con mayor capacidad financiera y mercados energéticos más profundos, podría acabar ganando, aunque sea trasladando el coste a consumidores, industria y electricidad. Y no hablamos de algo baladí. Los almacenamientos aportan normalmente entre el 25 % y el 30 % del gas consumido en la UE durante el invierno. El resto sigue llegando durante esos meses mediante gasoductos, cargamentos de GNL y producción europea. Por tanto, llenar los depósitos no significa almacenar todo el gas necesario para pasar el invierno, sino disponer de un colchón para afrontar el frío, los picos diarios y posibles interrupciones de suministro. ¿A qué precio? Pues imagínense.
De momento, no se sabe a ciencia cierta cuándo se retomarán los envíos de Catar, lo cual sería fundamental para aliviar esta tensión en el mercado energético, después de que los ataques de marzo dañaran dos trenes de licuefacción y eliminaran alrededor del 17 % de la capacidad exportadora del país, unos 12,8 millones de toneladas anuales.
El shock energético está teniendo, como es lógico, una repercusión insoslayable en la política monetaria de los bancos centrales, que han optado por actuar con cautela. El Banco Central Europeo fue el primero en subir los tipos de interés el 11 de junio al 2,25 %, su primer incremento en los últimos tres años. La decisión respondió a la aceleración de la inflación energética derivada del conflicto de Oriente Próximo. Fráncfort no se comprometió a endurecer más el precio del dinero, pero dijo que seguiría decidiendo reunión a reunión.
Un mes después, su presidenta, Christine Lagarde, mantenía la prudencia. Aseguró que la situación geopolítica seguía siendo frágil y anticipó que su impacto podría ser «más intenso y prolongado de lo esperado». El BCE prevé que los precios de la electricidad y el gas continuarán elevados hasta la segunda mitad de 2027.
El verdadero coste de esta crisis quizá no se mida solo en el precio del gas, sino en cómo los tipos de interés añadirán una carga adicional a los ya esquilmados bolsillos de los ciudadanos, que tendrán que soportar una inflación mayor durante más tiempo o una recesión económica que cada vez parece más plausible, pagando más por hipotecas, créditos e inversiones o, directamente, dejando de pagarlas.
