El impacto del Gas Ruso en el Mercado Europeo y en el Invierno Argentino
Por Roberto Carnicer
Director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, Presidente de HUB Energía, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería
Rusia es el mayor exportador de gas (700 MMm3/d- 2019) del mundo seguido por Qatar. De la totalidad de sus exportaciones, Rusia moviliza el 85% (595 MMm3/d) de su gas fuera de sus fronteras mediante gasoductos y sólo el 15% mediante GNL.
Aunque durante los últimos tres años 2017-2019 el consumo total de gas (aprox. 1600 MMm3/d) en Europa (EU- Reino Unido Turquía y otros) se ha reducido en un 10%, depende fuertemente de las importaciones para satisfacer sus necesidades energéticas.
En 2021, si se deja de lado el almacenamiento, la producción local cubrió solamente alrededor del 15 por ciento del suministro europeo y las importaciones fueron el 85 por ciento restante. La importación es abastecida: (i) el 80% (1291 MMm3/d) por gasoducto y (ii) el 20% (328 MMm3/d) por LNG. De la importación por gasoducto el 40% (515 MMm3/d) proviene de Rusia. En resumen, casi el 40% de la demanda europea es satisfecha por gas ruso.
¿Porque consideramos de gran relevancia la importación por gasoducto hacia Europa desde Rusia? Es que la infraestructura actual no le permitiría solucionar el problema ante el hecho de un corte de suministro. Para que el sistema fuera suficientemente flexible, ante la eventualidad de no disponer del gas ruso por gasoductos, Europa debería contar con mayor número de terminales de regasificación. Esto no es inmediato y requiere fuertes inversiones así como el tiempo de ejecución de las mismas. El hecho de que Europa disponga de almacenamiento le permitirá disponer de un pequeño stock de gas.
Concretamente el impacto ante la decisión de no abastecer por parte de Rusia o de Europa de no suplirse de gas ruso afectan fuertemente a ambos partes.
La demanda europea es fuertemente estacional debido al consumo para calefacción. Por lo tanto, el gas se inyecta en los almacenamientos durante los meses de verano y se extrae durante los meses de invierno. Dado que, por la incertidumbre de la demanda, esta fluctúa más fuertemente que el suministro de gas, el almacenamiento puede absorber el exceso de oferta en un año y devolver esos volúmenes al mercado el año siguiente, si el sistema así lo requiere. Estas tres variables: (i) volúmenes de importación por gasoducto, (ii) por GNL y (iii) almacenamiento son las claves europeas para lograr su abastecimiento cubriendo su swing verano invierno.
¿Como evolucionaron los precios de gas pagados en europa en los últimos años? La siguiente figura muestra dicha información. Se observa que en diciembre 2019 los precios estaban en baja y siguen descendiendo fuertemente por el impacto COVID durante la mayor parte del 2020. En el invierno europeo 2021 comienza a recuperarse con bastante fuerza, debido a intensos fríos, al igual que en Asia. Ante la llegada del verano el precio comienza a caer, pero repunta en forma constante y continua por diversas causas (financieras, de trading, reducción de expectativa de inversiones para el sector de hidrocarburos). Finalmente se llegan a los precios de diciembre de 2022, con un muy fuerte pico de 127EU/MWh (48 u$d/MMBTU) y continuan aumentando durante enero. En febrero, ya se comienza a considerar la posibilidad de la invasión de Rusia a Ucrania. Ahora, los aumentos están impulsados por que el mercado ve una alta probabilidad de reducción parcial o total de los flujos de gas desde Rusia hacia el mercado europeo, específicamente a lo largo de las rutas de tránsito Nord Stream 1, Yamal-Europa y Ucrania. El 26 de febrero se produce la invasión todavía con un desenlace incierto a la fecha de este artículo. El mercado reacciona ante las acciones de occidente a Rusia, y en especial de crudo por parte de USA y en marzo llega a tocar los 350 EU/MWh (132 u$d/MMBTU). Alcanzando valores nunca visto en el precio del gas natural internacional. Actualmente ha reducido un 50% su valor, pero aun así sigue siendo alto.
¿Qué escenarios pueden ocurrir y su impacto en el precio internacional de gas?.
Un cese el fuego en la zona de conflicto permitiría volver a una pseudo normalidad atada a las exigencias de ambas partes del conflicto, con precios altos similares a invernales 2022, sujeto a la fragilidad de los acuerdos. Implicaría un precio internacional de (20 y 40 u$d/MMBTU). Una alternativa, Dios no lo permita, catastrófica de cierre total de abastecimiento y de largo plazo a Europa podría generar un resultado incierto que dependerá del manejo de los almacenamientos, de la racionalización de energía (su impacto en el sector residencial, industrial y eléctrico), así como de las inversiones en energía para todas las alternativas posibles, nucleares, regasificación de gas y renovables. Nadie es capaz de pronosticar estos precios, al menos para el invierno 2022 europeo.
¿Cómo afectaría esta problemática mundial al invierno argentino?
Ya sabemos que Argentina tiene los recursos gasíferos y petroleros para cubrir su demanda doméstica y posibles demandas de exportación (incluso mayores a las actuales a Chile). Pero no dispone de la infraestructura para cubrir incluso su propia demanda. Para concretarla se requieren importantes inversiones especialmente en gasoductos y si pretendemos en exportar en plantas de licuefacción. No es el momento de echar culpas del porqué estamos en esta situación, pero si de un sinceramiento político para planificar nuestro futuro.
Concretamente, el déficit energético para el invierno 2022 está claro y deberemos importar gas por gasoducto (Bolivia) como por GNL (Escobar y Bahía Blanca) por volúmenes similares a los del 2021. Las erogaciones requeridas para la importación de gas fueron en torno de 1.600 MMu$d, pero los precios promedios de GNL 2021 fue de 7,8 u$d/MMBTU, mientras que el de gas de Bolivia fue de 6 u$d/MMBTU. Los precios mundiales proyectados son al menos de 20-30 u$d/MMBTU, o sea de tres o cuatro veces los del 2021. El lector que saque sus propias conclusiones.
