GUERRA RUSIA - UCRANIA Turbulencias, miedos y dependencia: así funciona el mercado global del gas

La cotización del gas natural se ha disparado en casi un 50% entre el 24 de febrero, cuando Rusia invadió Ucrania, y esta semana, aunque precios de la magnitud de estos últimos días ya se habían registrado a finales de octubre, cuando comenzaba a crecer la tensión entre los dos países, aunque ni unos ni otros alcanzan la mitad de los niveles registrados por este combustible en los picos de 2005 y 2008.

Las gráficas de la cotización de este combustible están plagadas de dientes de sierra que revelan su elevada volatilidad, propia de los mercados financieros y más en épocas de turbulencias propicias para la especulación, aunque en los últimos meses se ha impuesto una marcada tendencia alcista que, a pesar de no darse ningún tipo de escasez en los flujos comerciales, está teniendo un elevado impacto indirecto en la cesta de la compra al influir en el encarecimiento de la electricidad, que a su vez tira al alza de los costes de buena parte de las cadenas productivas.

¿Qué ocurre con los precios del gas natural?

Se trata de una materia prima cuya cotización resulta "más volátil que el petróleo, porque es menos líquido y más reactivo a eventos excepcionales", explica Dorian Kermadec, analista senior de AFRY, una de las principales consultoras del sector. "Cualquier problema, como la posibilidad de que Rusia corte el suministro a Europa, crea turbulencias porque no hay tantas fuentes como para compensar con rapidez una falta de suministro", anota.

¿Se ha interrumpido el flujo por la guerra de Ucrania?

Para nada, incluso ha aumentado con registros hasta un 30% superiores a los de inviernos anteriores. "No hay ninguna turbulencia física del gas que fluye hacia Europa, incluso llega más que antes de la guerra", apunta el analista, que duda de que, pese a las tensiones diplomáticas, la empresa rusa Gazprom vaya a dejar de exportar o que los Gobiernos europeos prohíban importar. De hecho, Gazprom sigue, o al menos seguía haciéndolo hasta hace unos días, pagando a Ucrania en plena invasión los peajes por los derechos de paso de sus gasoductos.

¿Y por qué sube el precio?

La demanda ha aumentado ante el temor de los traders que operan en ese sector a que ocurra algo en uno de los dos lados de los gasoductos que enlazan Rusia y la UE, y han optado por acelerar el llenado de los depósitos que normalmente se produce en verano. "En marzo, los importadores de Rusia maximizaron la producción y la exportación", anota Kermadec.

¿Cuál sería el funcionamiento normal del mercado?

Los flujos del gas son muy estables por varios motivos, entre los que destacan dos: las dimensiones de las redes, que en el norte de Europa permiten al caer la demanda en verano llenar los depósitos con los que se cubren las mayores necesidades del invierno por las bajas temperaturas, mientras que en el sur la demanda se mantiene por la necesidad de electricidad para refrigerar; y, por otro lado, la propia dinámica comercial y de producción, que hace que los principales exportadores a la UE, que son Noruega, Argelia y Rusia, opten por contratos a largo plazo, normalmente de veinte años, para financiar las inversiones que requiere la extracción. No obstante, añade Kermadec, "los contratos a largo plazo no cubren la demanda de Europa" en su totalidad.

¿Quiénes son los principales exportadores e importadores del mundo?

Cinco países exportan más de 100 millones de metros cúbicos de gas natural al cabo del año: Noruega y Australia se sitúan en el entorno de los 120, Qatar se acerca a los 150, EEUU ronda los 180 y Rusia se aproxima a los 250, mientras que Argelia, otro de los grandes suministradores de los países de la UE, alcanza los 80, según los datos de Statista. Los principales importadores se encuentran en Asia: Japón, China, Corea del Sur e India.

¿Hablamos de relaciones entre países o entre empresas?

Se trata de relaciones comerciales entre empresas, por mucho que la energía sea un sector estratégico y de que en algunas de ellas, caso de Enagás, haya participaciones estatales. "Hasta finales del siglo XX el gas era monopolísitico en toda Europa, con uno o dos compradores en cada país que planificaban las operaciones a corto, medio y largo plazo en concierto con su Gobierno", recuerda Kermadec. Eso cambió cuando, con el nuevo siglo, la normativa de la UE acabó con los monopolios, muchos de ellos de titularidad estatal. La excepción es la argelina Sonatrach, propiedad del Gobierno de ese país, que comercializa a través de ella los hidrocarburos.

¿Hay diferencias entre el gas de un país y otro?

Puede haberlas en el momento de la extracción, pero no en el de la comercialización, que siempre se realiza con unas especificaciones muy estrictas de refinado "para evitar problemas en los sistemas de producción y en las calderas. Los gases se tratan para adaptarlos a esas especificaciones y distribuirlos en las mismas condiciones en las redes", señala el consultor.

¿Cuánto gas consume España?

El consumo total en 2021 ascendió a 378,5 Twh (terawatios por hora), según datos de Enagás, la empresa con participación pública que gestiona los 11.000 kilómetros de gasoductos en los que se estructura la red de distribución del país. El grueso de ese volumen, equivalente a algo más de 220 millones de barriles de petróleo, llegó desde Argelia. Algo menos de la cuarta parte de ese volumen, 90 Twh, fue destinada a la producción de electricidad en centrales de ciclo combinado.

¿Cuál es el papel de Argelia en el mercado del gas?

Es el principal proveedor de España y lo ha sido también de Italia, que ahora es uno de los principales consumidores de gas ruso de Europa, aunque la obsolescencia de sus sistemas de extracción y la elevada demanda interna, por el consumo doméstico e industrial y por la apuesta por producir electricidad en centrales de ciclo combinado, hacen que no tenga recursos suficientes para cubrir las necesidades de esos tres países. El aumento de la demanda es uno de los motivos por los que el Gobierno argelino estudia subir sus precios.

En esa tesitura, nada apunta a una eventual reapertura del tubo que comunicaba Argelia con España por Gibraltar y Marruecos, y cuyos permisos de paso se negó a renovar este último país cuando, en noviembre, finalizó el contrato entre Sonatrach, Naturgy y la petrolera Galp por el que se operaba ese gasoducto.

"Argelia abre otro tubo con el que no paga derechos de paso a Marruecos, pero solo es suficiente para España", explica el consultor, en un planteamiento que invita a descartar las hipótesis que apuntan a este país como puerta de entrada del gas argelino para toda Europa y como alternativa al suministro desde Rusia.

¿Cuál es el papel de EEUU?

El principal cliente de las compañías gasísticas estadounidenses se encuentra en su mercado interior, algo que, al no depender de las exportaciones, les ha permitido poner en marcha un sistema de contratos flexibles con el que las empresas europeas y asiáticas firman acuerdos de veinte años que les garantizan el acceso de sus barcos metaneros a los puertos de carga para llevarse el combustible al precio que marca su cotización en cada momento. "Los años en los que el precio está bajo en Europa sale muy caro el contrato de EEUU, ya que no sale rentable ir a cargar allí y transportar el gas a Europa", explica Kermadec.

¿Hay actores emergentes?

Uno de ellos es Australia, aunque la producción de los pozos que se han ido abriendo allí en los últimos años está vendida prácticamente en su totalidad a las empresas energéticas japonesas que explotan las centrales de ciclo combinado, cuya producción se ha estabilizado con la reapertura de varias nucleares tras el accidente de Fukushima.