La política contra el cambio climático está promoviendo el cierre de centrales eléctricas de carbón en muchos países, y estimulando el desarrollo de ambiciosos planes de desarrollo de energías renovables. Sin embargo, en esta transición a un nuevo mix energético, el gas natural tiene un importante papel como tecnología de respaldo para cubrir la intermitencia de las energías solar y eólica. Hasta que se desarrollen proyectos para almacenar electricidad a gran escala, las plantas de generación de ciclo combinado de gas natural jugarán un papel fundamental en la seguridad del suministro eléctrico.
El caso de la Unión Europea (UE) es especialmente crítico, ya que es el mayor importador mundial de gas natural. Su consumo anual ronda los 500.000 millones de metros cúbicos (500 bcm) y su dependencia del exterior alcanzó el 90% en 2019, justo antes de la pandemia. Rusia es el principal suministrador de gas natural de la UE (45%), seguido de Noruega (21%) y Argelia (12%).
La importación de gas por gasoducto aún se mantiene como principal fuente de entrada de gas exterior a la UE. Además de los gasoductos previamente existentes desde Rusia, Noruega y Argelia, en los últimos años se han construido nuevos gasoductos internacionales a Europa desde Rusia y los países alrededor del Caspio, entre los que destacan Nordstream 2, Turkstream y TANAP-TAP (Trans Anatolian-Trans Adriatic Pipeline). Los dos últimos ya se han puesto en servicio, pero las autoridades alemanas han decidido paralizar Nordstream 2, un segundo gasoducto submarino que conecta directamente Rusia con Alemania a través del mar Báltico, cuya construcción finalizó en 2021.
La capacidad de transporte de gas de Nordstream 2 es de 55 bcm, una cantidad no desdeñable pero que podría transportarse por otras rutas. En particular, el tránsito de gas ruso a través de Ucrania se ha reducido desde 140 bcm en 1998 hasta 42 bcm en 2021, lo que muestra la existencia de una importante capacidad de aprovisionamiento a la UE que no se está empleando, principalmente por motivos geopolíticos.
Alternativamente, en los últimos años se ha ido incrementando la importación de gas licuado por vía marítima a la UE, con objeto de diversificar el suministro desde otros países productores: Catar, Egipto, Nigeria, Trinidad y Tobago, EEUU, y otros. En 2021, trece países importaron un total de 80 bcm de gas licuado mediante buques metaneros, liderando esta clasificación España con 21,3 bcm de gas importado por esta vía, seguido de Francia, Italia, Países Bajos y Bélgica. Sin embargo, algunos países con acceso al mar, como Alemania, han continuado apostando principalmente por el aprovisionamiento por gasoducto. Su elevada dependencia del gas ruso se está poniendo en evidencia en el momento del actual conflicto en Ucrania, mostrando la vulnerabilidad de su estrategia de abastecimiento.
Sin embargo, asumiendo que el gas natural es un importante combustible de transición para apoyar el desarrollo de energías renovables a corto y medio plazo, se espera que la demanda de gas disminuya a largo plazo, al menos en Europa. Esta perspectiva está limitando las inversiones en nuevas capacidades de extracción, transporte y almacenamiento de gas, lo que unido al rebote de la economía tras la pandemia, ha provocado un desbalance de oferta y demanda internacional de gas natural en 2021 y, en consecuencia, un elevado incremento de su cotización hasta multiplicar por cinco los valores habituales de los precios en los mercados mayoristas.
Esta inesperada situación de los mercados internacionales de gas está afectando no solo a la factura de gas, sino también a la factura eléctrica de los consumidores. El mecanismo marginalista de fijación del precio del mercado eléctrico toma la oferta más cara para satisfacer la demanda como referencia para retribuir a todas las centrales eléctricas. Y las plantas de ciclo combinado de gas natural están viéndose obligadas a presentar ofertas al mercado eléctrico a precios muy elevados, por causa del aumento del coste de su combustible, pero también por el incremento del coste de los derechos de emisión de CO2, hasta casi 100 euros/tonelada, un coste adicional que estas centrales deben asumir. En consecuencia, desde mediados de 2021 el precio de la electricidad en el mercado mayorista se ha multiplicado, hasta alcanzar valores históricos nunca antes registrados, superiores incluso a 400 euros/MWh en algunas horas del pasado mes de diciembre.
Es poco probable que la tensión que ya existía en los mercados internacionales de gas se relaje al final del invierno, como erróneamente vaticinaron las empresas energéticas españolas hace algunos meses. Los almacenamientos europeos de gas se encuentran en mínimos históricos este año, y Europa y Asia continuarán compitiendo por acumular reservas de gas para el siguiente invierno, cuando comience la campaña de inyección a partir del próximo 1 de abril.
A esta coyuntura de carácter económico se añade la incertidumbre por la invasión de Ucrania, que ha hecho aumentar un 60% la cotización de los contratos de futuros de gas natural europeos solo en el primer día de guerra. Si bien, por el momento, no se ha interrumpido el flujo de gas ruso a través de Ucrania hacia la Unión Europea, lo que indica el valor estratégico que el suministro de gas tiene para los países suministradores, países de tránsito y países consumidores.
