¿Puede Europa vivir sin el gas ruso?

Rusia ha sido históricamente el principal proveedor de gas natural de la Unión Europea. Tras las disputas por el gas entre Rusia, Ucrania y Europa en 2006 y 2009, y luego las tensiones en torno a la crisis ucraniana en 2013-2014, la Unión trató de reducir su dependencia de las importaciones de gas natural ruso. Sin embargo, Rusia sigue suministrando alrededor del 40% del consumo europeo de gas (Figura 1). La invasión de Ucrania ha puesto en entredicho esta relación y es necesario prepararse para una interrupción total de los flujos de gas ruso hacia Europa.

El problema de este invierno se ha acabado: gracias a las importaciones récord de gas natural licuado (GNL), la Unión terminará la temporada de invierno con unos volúmenes de almacenamiento de gas bajos, pero no inusuales, a pesar de las importaciones rusas históricamente bajas. El reto inmediato es prepararse para el próximo invierno llenando las existencias lo más posible. En este estudio, examinamos tres escenarios de fluctuaciones de las importaciones rusas y presentamos la evolución del almacenamiento europeo. La demanda mensual se define en términos de la media de los años 2018-2021. Suponemos que las importaciones del norte de África, Noruega y Azerbaiyán se mantendrán en niveles similares a los de los últimos meses, a su máxima capacidad. En cuanto al GNL, vemos niveles de importación récord que se acercan a la capacidad técnica máxima de las terminales de regasificación. Se estima que las importaciones rusas son las siguientes:

• No hay importaciones rusas: incluso un nivel récord de importaciones de terceros países no sería suficiente para llenar las existencias antes del próximo invierno. Europa debería reducir la demanda respecto a los niveles medios en al menos 400 TWh (o entre el 10% y el 15% de la demanda anual). Esto es posible y un paquete de medidas excepcionales podría reducir la demanda en al menos 800 TWh.

• Importaciones rusas limitadas: Los gasoductos Nord Stream 1 y Turkstream funcionarían (60 TWh/mes), mientras que el tránsito ucraniano, Yamal y los flujos hacia los Balcanes se detendrían. Gazprom obtendría importantes beneficios por los altos precios y mantendría el control del suministro de gas de la Unión, mientras que Europa seguiría sufriendo un mercado de gas muy volátil.

• Importaciones rusas medias: las exportaciones rusas al mercado europeo se situarán muy cerca de los niveles de 2021, que consideramos aproximadamente iguales a las obligaciones contractuales a largo plazo de Gazprom. Sin sanciones energéticas por ambas partes, es probable que este escenario prevalezca. Permitiría reponer fácilmente las existencias y conduciría a precios más bajos.

El punto principal de nuestro análisis es que, junto con las importaciones récord de GNL, las medidas del lado de la demanda (Figura 1, derecha) serían suficientes para eliminar inmediatamente la dependencia del gas ruso. Parte de esta reducción del consumo se deberá a los altos precios del gas. Esto provocará un cambio en la fuente de energía del sector eléctrico y una ralentización de las actividades de las plantas industriales, como ha sucedido a menudo en los últimos seis meses. En un escenario en el que no haya importaciones de gas ruso, es probable que haya que tomar medidas adicionales, como un retraso en el abandono de la energía nuclear, una campaña para que los hogares reduzcan su demanda (« bajar los termostatos un grado ») y un rápido despliegue de la energía solar fotovoltaica y las bombas de calor.

Hay tres obstáculos principales para lograr el aumento de las importaciones. En primer lugar, suponemos que la Unión puede adquirir cantidades de GNL sin precedentes. En segundo lugar, que los agentes del mercado tengan suficientes incentivos para comprar el GNL disponible a precios elevados y almacenarlo hasta el próximo invierno, y en tercer lugar, que este gas importado pueda circular sin problemas por los mercados europeos. Sin embargo, cada uno de estas hipótesis plantea problemas.

Disponibilidad de gas: el mercado del GNL

El gas natural licuado desempeña un papel cada vez más importante en los mercados mundiales del gas. La figura siguiente ilustra la cadena de valor del GNL.

En 2021, el comercio mundial de GNL ascendió a 5 400 TWh. Esta cifra se compara con las importaciones totales de la Unión de 3.700 TWh en el mismo año, de los cuales 750 TWh eran de GNL. El aumento de la demanda y la escasez de la oferta han hecho que los precios del GNL se dupliquen entre diciembre de 2020 y diciembre de 2021. En 2022, se espera que la producción mundial aumente a entre 63 y 300 TWh (1,2-5,5%) en comparación con 2021. Sin embargo, las previsiones siguen siendo las de un mercado extremadamente ajustado.

Además, el mercado se caracteriza por una elevada proporción de contratos a largo plazo, lo que significa que, aunque los compradores europeos estén dispuestos a pagar precios elevados, no tienen garantizada la compra. La industria del GNL se ha desarrollado sobre la base de contratos a largo plazo de 20 a 25 años, necesarios para que vendedores y compradores justifiquen las grandes inversiones necesarias para construir instalaciones de licuefacción y terminales de recepción. En los últimos años, los mercados se han flexibilizado, sobre todo con la aparición de Estados Unidos como gran proveedor, que se convertirá en el mayor productor de GNL a finales de este año. En enero, la Unión fue el destino del 37% de las exportaciones estadounidenses de GNL.

Sin embargo, se espera que una parte importante de las importaciones adicionales de GNL en la Unión provenga de flujos actualmente destinados a Asia y América. Esto requerirá negociaciones y compromisos políticos. En las últimas semanas, la Comisión Europea y la administración estadounidense han presentado demandas a los principales consumidores asiáticos de GNL, como Japón y Corea del Sur, para que desvíen cargamentos a Europa, con el fin de ayudar al aliado a hacer frente a su escasez de gas, del mismo modo que Europa y Estados Unidos ayudaron a Japón con su suministro de GNL tras el accidente de Fukushima en 2011.

El reto no es sólo asegurar el suministro en los mercados mundiales, sino también importarlo con éxito al continente. En ese sentido, la Unión está limitada por su capacidad de regasificación, es decir, el volumen disponible en las terminales de importación para regasificar el GNL y bombearlo a la red. La utilización en la Unión ha oscilado entre el 30% y el 70% de la capacidad total en los últimos cuatro meses, lo que deja margen para un uso más intensivo de los centros existentes. En los próximos años se prevé la puesta en marcha de numerosos proyectos de ampliación para aumentar la capacidad.

Fomentar el almacenamiento de gas

Hay que añadir unos 700 TWh al almacenamiento europeo antes del próximo invierno. Se trata de un ejercicio costoso. A precios actuales, costaría al menos 70.000 millones de euros, frente a los 12.000 millones de los años anteriores.

Europa no sólo tendrá que encontrar a alguien que venda este gas, sino también a alguien que esté dispuesto y pueda comprarlo. Normalmente, ésta sería la tarea de las compañías de gas europeas. Pero las empresas privadas buscan maximizar los beneficios y evitar los riesgos. Comprar a precios récord en un entorno en el que las decisiones geopolíticas y el comportamiento estratégico de un proveedor central pueden transformar radicalmente el equilibrio entre la oferta y la demanda es una apuesta con beneficios limitados e inconvenientes considerables. Para remediar esta realidad, podría preverse una obligación de mantenimiento de existencias que obligara a las empresas a llenar sus existencias hasta un determinado volumen antes del 1 de octubre de 2022. Esta obligación debería organizarse a nivel europeo para evitar que los países presenten ofertas excesivas en un contexto de oferta limitada. Un segundo elemento clave es una forma de compartir el riesgo entre el Estado y las empresas privadas. Se podrían imaginar contratos que prevean el reembolso de la diferencia a las empresas en caso de que los precios sean inferiores a 70 euros/MWh el próximo invierno.

Impactos regionales

Los países europeos se verán afectados de forma diferente por una disminución del gas ruso. Algunos vecinos inmediatos que no están conectados a la red de la Unión (Finlandia y los Estados bálticos) tienen un consumo de gas relativamente bajo y sus propios acuerdos de seguridad energética, como la terminal de GNL de Klapeida en Lituania y la capacidad de Finlandia para cambiar el gas por el petróleo.

En el sistema de gas europeo interconectado, la exposición al gas ruso puede medirse de forma muy diferente. Los contratos comerciales, por ejemplo, muestran una importante exposición en Europa Occidental: Gazprom anuncia ventas de más de 120 TWh a Francia en 2021. Pero suponer simplemente que los flujos de gas entrante se agotan como fichas de dominó a lo largo del gasoducto de entrega no puede captar de forma coherente la complejidad de los flujos bilaterales en un mercado relativamente competitivo. Así, asignamos la exposición de cada país a las diferentes fuentes de gas teniendo en cuenta la matriz completa de los flujos transfronterizos en la Unión en 2021 (véase la figura 7). Esto reduce cada país a una única gran cuenca de gas y da una buena indicación de la magnitud del impacto de una escasez de gas ruso en cada país, si los flujos de gas continúan proporcionalmente hasta 2021. Por ejemplo, Bélgica, Francia y los Países Bajos obtienen muy poco gas de Rusia, mientras que Alemania obtiene más de la mitad de su gas de Rusia y la mayoría de los países de Europa del Este -a excepción de Rumanía y Ucrania, que tienen una importante producción propia- dependen en gran medida del gas ruso.

Por lo tanto, esta distribución es una cuestión tanto de infraestructura como de solidaridad. En primer lugar, ¿sería técnicamente posible llevar gas a países que actualmente se abastecen principalmente de gas ruso? Esta pregunta es difícil de responder porque la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (ENTSOG) no tiene en cuenta un cierre total del gas ruso en su modelización anual de la seguridad del suministro. Está claro, al menos, que esto sería difícil.

Por ejemplo, la Península Ibérica es un verdadero centro de terminales de importación de GNL. La región puede importar 40 TWh al mes, pero sólo puede consumir 30 TWh. El reto es transportar el exceso de gas al resto de Europa, ya que los gasoductos existentes permiten una transferencia máxima de 5 TWh al mes. Otro ejemplo es que el gas que llega a Francia está odorizado y, por lo general, no puede inyectarse en los sistemas de gas vecinos sin limitaciones. Mientras que el gas en el mercado del noroeste de Europa tiene diferentes calidades (gas L de bajo poder calorífico producido localmente en partes de Alemania y los Países Bajos frente a gas H de alto poder calorífico importado en el resto de Europa) que utilizan diferentes infraestructuras.

Además, la red de oleoductos de Europa Central y Oriental está diseñada para transportar las importaciones del Este a los consumidores finales. A pesar de las inversiones en capacidad de inversión y en nuevos gasoductos, si llegara demasiado gas del oeste, los cuellos de botella de los gasoductos podrían impedir un suministro suficiente a las zonas más orientales de la Unión o a Ucrania.

Por último, y lo más importante, lo que es técnicamente factible puede no serlo políticamente. Incluso si fuera técnicamente posible sincronizar el agotamiento de las reservas en Europa para retrasar o evitar las interrupciones del suministro de gas en toda la Unión, los países mejor abastecidos podrían no estar dispuestos a compartir sus escasos recursos de gas con los países que se encuentran en una situación más difícil. Este riesgo se ve amplificado por la incapacidad de predecir la duración y la gravedad de una posible escasez cuando, en el peor de los casos, las limitaciones de las infraestructuras obligarían a anticipar los movimientos de los volúmenes a través de las fronteras ahora. La reducción del gas ruso exigirá un alto grado de solidaridad por parte de los Estados miembros para ayudar a los países que se verán más afectados.

Conclusión

El escenario de crisis anterior requerirá improvisación y cierto espíritu emprendedor. La conclusión es la siguiente: si la Unión se ve obligada o está dispuesta a pagar por ello, debería ser posible sustituir el gas ruso antes del próximo invierno sin devastar la actividad económica, hacer que la gente sufra por el frío o interrumpir el suministro eléctrico. Pero supondrá la revisión de docenas de reglamentos, la alteración de los procedimientos y operaciones habituales, el gasto rápido de mucho dinero y la toma de decisiones difíciles. En muchas situaciones, el tiempo será demasiado corto para lograr resultados perfectos.

Garantizar la entrega de la mayor cantidad posible de gas a la Unión y su distribución equitativa entre las instalaciones nacionales de almacenamiento es esencial para reducir la vulnerabilidad ante la continuación de los conflictos. Esto plantea tres retos: 1) hacer llegar a Europa la mayor cantidad de gas posible sin que se pague en exceso; 2) distribuir el gas por toda Europa y; 3) repartir el coste de hacerlo.

La intervención pública será necesaria para garantizar unas importaciones suficientes en los próximos meses. Esto puede adoptar la forma de un grupo de trabajo para coordinar las compras y evitar que las empresas compitan entre sí. Los responsables políticos deben apoyar la activación de los posibles suministros y ofrecer la negociación política de volúmenes adicionales de GNL. Es probable que sean necesarias medidas de riesgo compartido con las empresas para asegurar el almacenamiento de gas.

Estos esfuerzos son esenciales pero no suficientes. En los próximos 12 meses, poco se puede hacer para eliminar las barreras físicas. Sin el gas ruso, seguirá habiendo un desfase entre la oferta y la demanda.

Es posible adoptar medidas excepcionales para reducir la demanda, y deben aplicarse rápidamente.