Si algo fluctúa tanto como los precios del gas natural es el origen de las importaciones de este fluido, clave para la generación eléctrica de respaldo de las renovables y bajo la nueva política de transición energética. Dos países han protagonizado el suministro de gas a España en los dos últimos años, aunque uno (EEUU) se encuentra a más de 5.200 kilómetros en línea recta y el otro (Argelia) a menos de 200 kilómetros. Las importaciones del gas norteafricano se han duplicado en los últimos doce meses desde el 21% a rozar el límite del 50% que marca el Real Decreto 1716/2004 de diversificación por país en el aprovisionamiento energético. Sin embargo, el auge de la entrada de gas argelino no era lo habitual antes de la pandemia.
Desde que Pedro Sánchez llegó a Moncloa en 2018, Argelia pasó a bombear menos de la mitad de gas a España en solo dos años. Al mismo tiempo, la entrada del formato GNL de EEUU desde el otro lado del Atlántico para su regasificación en España se multiplicó por 20 entre 2018 y 2020 debido a los bajos precios en los mercados. Pero en abril de 2020 se produjo un punto de inflexión con el incremento de la participación de Naturgy en Medgaz, que se hizo con el 34% en manos de Cepsa Holding LLC, sociedad de Mubadala (Abu Dhabi). Al mismo tiempo, la empresa española dio entrada al gigante Blackrock con un 49% en la sociedad Medina Partnertship, tenedora de las acciones en el gasoducto argelino.
Meses más tarde, ya en octubre, se produjo la renegociación de los acuerdos de suministro y precios entre Naturgy y Sonatrach, un acuerdo marco que motivó la visita oficial de Sánchez al primer ministro, Abdelaziz Djerad, en la que se apoyó la ampliación del gasoducto Medgaz que une el puerto argelino de Beni Sad con la playa del Perdigal en Almería. Desde aquel encuentro, los precios del gas se han duplicado en los mercados internacionales pero España no puede hacer más uso del gas argelino debido al citado límite legal.
Paradójicamente, entre 2018 y 2020, EEUU se convirtió en el segundo proveedor principal para España con cerca del 17% de las importaciones a través del envío de buques metaneros a un precio más competitivo que Argelia, que bajó su peso en la tarta de proveedores a menos del 25%. De hecho, los barcos con GNL -gas licuado- procedentes de América multiplicaron por diez (57.117 GWH) el suministro GNL desde Argelia, pese a su cercanía geográfica. Se trata de una cifra récord que supuso el equivalente al 57% del gas que fluyó por los dos gasoductos que cruzan a España: la infraestructura Magreb-Peré Durán Farrell que llega hasta Zahara de los Atunes en Cádiz y el Medgaz que desemboca en la costa almeriense.
Boom de precios
El boom de los precios del gas en los mercados internacionales por la demanda de China y la reapertura simultánea de las economías occidentales ha provocado un cuello de botella en el transporte por barco que ha disparado los costes de los fletes y reducido notablemente la demanda. EEUU, además, ha pasado a exportar menos gas que antes. Sin embargo, el margen para que Argelia supla ese suministro es limitado por las obligaciones legales que marca la norma energética.
El Real Decreto de 2004, bajo el Gobierno Zapatero, regula la obligación a diversificar las fuentes de suministro. Según explica la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), agencia pública tutelada por el Ministerio de Transición Ecológica, “en el caso de que la suma de los aprovisionamientos anuales de gas natural destinados al consumo nacional procedentes de un mismo país de origen sea superior al 50%, los comercializadores con una cuota superior al 7% de los aprovisionamientos deberán diversificar su cartera, de forma que su suministro proveniente del principal país suministrador al mercado nacional sea inferior a dicho 50%”.
De este modo, la ley obliga a las grandes comercializadoras de gas como Iberdrola, Endesa, Repsol y, sobre todo, Naturgy a acudir a los mercados para obtener gas pese a que los precios se encuentran en máximos de más de diez años o en zona récord en función de la zona de referencia. En mayo de 2020, el Title Transfer Facility (TTF) holandés -la referencia europea- cotizaba próximo a los 4 euros/MWh, mientras que este martes se situaba por encima de los 65 euros, un 1.500% más. El precio del mercado ibérico (Mibgas) también alcanza un precio similar. Por su parte, en EEUU, el Henry Hub se encuentra en máximos desde 2008 tras multiplicarse por cuatro desde los mínimos de la Covid-19.
Las interrupciones en el suministro de gas GNL, la incertidumbre en el desarrollo del gasoducto Nordstream 2 de Rusia hacia Alemania y la espiral alcista de los precios se están combinando para afectar a todos los sectores a través del consumo eléctrico, que afronta una ola de récords en los precios. Los ciclos combinados, que funcionan con gas, se han convertido en la principal fuente de generación eléctrica y respaldo debido a la inestabilidad de las renovables como la eólica y la fotovoltaica, así como la menor producción de hidroeléctrica y la baja proporción de nucleares, que funcionan a pleno rendimiento pero su capacidad instalada no es suficiente para atender al sistema eléctrico.
¿Qué está empujando al alza al gas como si no hubiera un mañana? Entre otras cosas, un clima más caluroso de lo habitual a fines del verano, como recuerdan los expertos de Julius Baer. "El fuerte repunte de la economía mundial, el cambio hacia el gas natural por razones ambientales y varios desafíos de suministro empujaron a los mercados a límites de capacidad. El almacenamiento ajustado alimenta los temores de suministro para la próxima temporada de calefacción de invierno. Como dice el refrán, los precios altos son la mejor cura para los precios altos, que eventualmente deberían afectar al consumo. El gas natural es un claro contendiente a la corona del producto más popular en estos días", concluyen.
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