Europa

Europa contempla el fin de la edad de oro de los oleoductos

Por Leonid Grigoriev* –
Al parecer, los modelos informáticos muestran el balance continental de gas en la UE para el invierno, teniendo en cuenta la reducción de la demanda. En la vida real, todo es algo más complicado. La intención de la UE de reducir el consumo global de gas en un 15% para marzo de 2023 es probablemente factible, pero sólo si el invierno es moderadamente frío.

Como industria del transporte, los gasoductos desempeñan un papel fundamental en las principales regiones económicas: Estados Unidos, China, la Unión Europea y Rusia. El resto del mundo se conecta principalmente con gas natural licuado (GNL). Es cierto que el GNL produce un 25% más de emisiones de gases de efecto invernadero, pero eso sólo les importa a los Verdes.

El funcionamiento sostenible de los grandes gasoductos requiere tuberías fiables, compresores (turbinas), un servicio de garantía, libertad de uso, seguros y mucho más, ya que los contratos lo exigen, o mejor dicho, la necesidad de suministros. Los conflictos sobre la libertad de bombeo entre socios distantes, la extracción de gas no contractual o la incertidumbre sobre la fiabilidad de los equipos pueden hacer que el uso de los gasoductos sea arriesgado para las necesidades industriales o domésticas de los países importadores.

Los gasoductos rusos han funcionado durante mucho tiempo y de forma fiable. La decisión de la UE de interrumpir el suministro de gas por gasoducto en un futuro previsible sugiere un periodo de transición, durante el cual ambas partes crean una estructura de relación clara y aplicable.

Es probable que algo similar funcione en el futuro para el grano, los fertilizantes y otras exportaciones rusas fundamentales.

En este contexto, las disputas en el verano de 2022 sobre la reparación y entrega de una t;urbina Siemens de Canadá para Nord Stream 2 no son tanto una cuestión técnica como jurídica y económica. También hay que tener en cuenta el factor tiempo y los costes adicionales: durante cuánto tiempo es necesario instalar los compresores, y cómo repararlos o cambiarlos dentro del periodo de explotación. El propietario u operador de la tubería asume los costes y la responsabilidad de la entrega, lo cual es claramente más difícil. Por lo tanto, el riesgo para el futuro previsible es que las sanciones puedan crear incertidumbre para el operador durante el período hasta 2027, hasta el cual la UE está dispuesta a utilizar el gas ruso, y por lo tanto los gasoductos. Las restricciones y los conflictos políticos (Ucrania y Polonia) ya han dejado fuera de servicio el segundo ramal de tránsito ucraniano y el gasoducto que atraviesa Polonia.

El intento de trasladar las tuberías «al fondo» de los mares Negro y Báltico no tuvo tiempo de llegar a buen puerto. Esto podría convertirlos en un elemento puramente comercial del comercio mundial, alejándose de las rutas conflictivas. Los riesgos de celebrar contratos de suministro de gas a través de redes poco fiables son extremadamente complejos, incluso en lotes relativamente pequeños (por no hablar de los contratos a largo plazo): el importador puede encontrarse sin energía, y el exportador sin sus ingresos por gas, además de las demandas por infracciones.

Hay que tener en cuenta que los planes de reducción radical del consumo de gas en la UE para 2030 ya han planteado la cuestión de la fiabilidad de estos planes, de si existe un calendario de reducción de la demanda y de cómo deben comportarse los productores en relación con el riesgo de gastar en inversiones de capital, que luego pueden resultar excesivas. Si la UE va a desmantelar todos los gasoductos, por ejemplo para 2027, se plantean al menos tres problemas. Uno es cómo construir una «función decreciente» de suministros, y en qué zonas. El segundo es: quién paga el desmantelamiento de los yacimientos y oleoductos y los cambia a otros mercados. Y la tercera, por supuesto, es cómo se protegen los suministros durante este periodo de los factores políticos. Así que el «caso de la turbina Siemens» es un riesgo para los importadores: la cuestión de la fiabilidad y el suministro de gas sin conflictos a través de la ruta del Báltico a la UE es un riesgo no sólo ahora, sino también en el futuro: incluso la demanda de gas desaparece; o se revela la dificultad de la desgasificación y el rechazo del gas ruso con la búsqueda de compromisos.

Los volúmenes de gas producidos y consumidos son riesgos a largo plazo, asociados a las energías renovables (en Alemania, el consumo de energías renovables disminuyó un 6% en 2021), podemos llamarlos «cisnes renovables». Podemos recordar la falta de agua para las centrales hidroeléctricas (Brasil y China en 2021), la falta de viento y sol en Europa Occidental (2021), y el exceso de calor en Europa en el verano de 2022. En conjunto, aumentaron la carga de los sistemas energéticos para la refrigeración, la calefacción y la sustitución de las fuentes de energía renovables. En el año de la Reunión sobre el Clima de Glasgow, se produjo por primera vez un descenso en la producción de energía con fuentes de energía renovables, en el verano de 2021. Esto ha elevado las tarifas eléctricas, ha aumentado la demanda de gas en la UE y -lo que es terrible- ha provocado un aumento del uso del carbón. Los riesgos asociados a las energías renovables son nuevos, pero se resuelven fácilmente con la ayuda del gas, cuando es barato y políticamente aceptable. De lo contrario, los países deben recurrir al carbón, a la energía nuclear, a los altos precios y a ahorrar agua al lavarse los dientes…

La recuperación económica en el mundo en 2021 resultó ser algo más fuerte de lo esperado: un crecimiento del 6,1% del PIB tras una caída del 3,1%. Todo iba bien en China y EE.UU., aunque en la eurozona el crecimiento del 5,3% no compensó la caída del 6,4% en 2020, lo que inquietó a empresarios y políticos. Por supuesto, este crecimiento ha generado una importante demanda de materias primas y productos energéticos. Pero no hubo desgracia: ¡la felicidad ayudó! El aumento del consumo personal de productos básicos (los servicios siguen estando sujetos), en particular el crecimiento del uso de combustibles para motores, metales y el resto de las materias primas. Los precios han ido subiendo a lo largo de 2021, en particular los del gas en la UE, ya que el GNL de EE.UU. y Qatar se ha ido en gran parte a Asia a partir de agosto. Así que el llamado «riesgo de auge» de los precios de la energía ha adquirido un significado político. Por primera vez, quizás, en la historia del ciclo económico, el crecimiento del PIB mundial en un seis por ciento (¡!) fue declarado una crisis energética sin precedentes.

Esto no deja de ser una crisis de percepción del mundo, un riesgo difícil de prever. Lo que sí era fácil de prever y se preveía era la baja inversión de capital en el mundo en la producción de petróleo y gas, ya que coincidían dos fuertes factores, uno cíclico y otro estructural. Durante una crisis, la inversión en capacidad cae más y durante más tiempo que la demanda de los consumidores. Las inversiones en producción de petróleo y gas de las grandes empresas occidentales tocaron techo ya en 2015, y en 2020 cayeron muy bruscamente y no crecieron en 2021; se estiman para 2022-2023 muy «planas». Esto es normal para el ciclo económico, pero es aún más natural para un periodo de cambios estructurales. Las grandes empresas de petróleo y gas de Occidente reciben enormes beneficios debido al aumento de los precios, pero los utilizan en interés de los accionistas: dividendos y amortización de las deudas de la empresa. La inversión minera se ha mantenido plana, por lo que tarde o temprano los precios al consumo están destinados a subir.

¿Hubo una crisis en el sector energético en 2021, y en qué sentido? El aumento del consumo de energía primaria en el mundo en 2021 ascendía al 5,8%. Nadie se congeló y nada se detuvo, pero los nervios de los políticos quedaron destrozados. Sin embargo, se encareció después de un largo período de estabilidad de los precios al consumo y de los bajos precios del gas, especialmente en 2020. El consumo de petróleo en el mundo en 2021 aumentó un 6% (había caído un 9,1% en 2020). Pero el consumo de gas en el mundo en 2020 sólo cayó un 1,6%, y aumentó un 5,3% en 2021. En la UE, el descenso fue más profundo (-2,9%), y el crecimiento no fue tan notable (4,6%). ¿Adónde fue a parar el gas? Por ejemplo, China aumentó el consumo en 2010-2019 una media del 13% anual, un 9,2% en 2020 y un 12,8% en 2021. No hay nada misterioso ni conspirativo. Tal vez estamos observando un riesgo probablemente no nuevo, pero inesperadamente fuerte de histeria sobre el trabajo habitual de los mercados durante una recuperación después de una recesión.

Los riesgos a los que se enfrentan los proveedores de gas son comprensibles: los precios altos no gustan a los importadores. La excepción es Estados Unidos, con sus 150 dólares por 1.000 metros cúbicos de gas en el mercado nacional y unos costes de entrega del orden de 300-350 dólares. Por ello, sus exportaciones se dirigieron primero a Asia por 1.000 dólares. Un precio de exportación a la UE de 500 dólares en agosto de 2021, y por 1.000 dólares en la UE en invierno, las exportaciones de Estados Unidos en el invierno de 2022, bueno, 2.000 dólares a principios de agosto de 2022. El precio de exportación de gas de Gazprom a la UE en 2020 fue de unos 140 dólares por 1.000 metros cúbicos, pero eso no evocó mucha simpatía, como tampoco lo hicieron 40 años de suministro de gas a la UE, en los que se basó en gran medida la prosperidad continental.

El riesgo al que se enfrentan los importadores de gas en un contexto de subida de precios, como en 2010 o 2021, es comprensible: los grandes intermediarios de la energía se encuentran entre sus tarifas internas para los hogares y las empresas (históricamente establecidas, bajas a finales de 2020) y el rápido aumento de los precios del suministro. Pero se trata de un riesgo financiero, que es resuelto por el sector financiero o por el Estado, según el nivel de bienestar y las características legales del país. En última instancia, este riesgo se traslada al consumidor. Aquí es donde empiezan las diferencias, y no sólo entre los países desarrollados y los que no lo están tanto. Los estratos acomodados soportan fácilmente la subida de los precios de los carburantes, el gas y la electricidad, mientras que los pobres lo pasan mal. Aquí, por supuesto, hay riesgos sociales.

El sector empresarial de la UE en el ámbito de la química del gas y los fertilizantes nitrogenados se encuentra en una situación difícil. La competencia mundial es un negocio despiadado, y con los precios por encima de los 500 dólares en el otoño de 2021, el consumo de gas en la industria de la UE ya estaba disminuyendo. La ganancia, por supuesto, está en los proveedores estadounidenses, teniendo en cuenta la gran diferencia de precio del gas entre los costes en Estados Unidos y en otros países. Ahora, con precios de entre 1.000 y 2.000 dólares, se plantea otra cuestión sobre el coste de llenar los tanques de almacenamiento subterráneo de gas (UGS) en la UE.

En la práctica, estos miles de millones de metros cúbicos inyectados en las UGS tienen un precio superior a los niveles históricos, por lo que trasladan los precios actuales de importación a los costes de las empresas y las familias en invierno. ¿Cuál es el «alcance de la cuestión»? La UE consume unos 400.000 millones de metros cúbicos al año, y antes de la temporada de invierno las instalaciones de UGS suelen acumular unos 100.000 millones. El bajo nivel de existencias acumuladas en el otoño de 2021 provocó el pánico y el aumento especulativo de los precios (de 500 a 1.000 dólares por cada mil metros cúbicos).

Sin embargo, en invierno en Europa, el frío fue ordinario, y no ocurrió nada dramático en la vida real. Nadie se quedó sin calefacción, pero el gas se encareció, «como en Asia», tanto para los residentes como para la industria. El recuerdo del precio de 140 dólares en 2020 fue sin duda un factor importante, pero el gas barato de ahora no es un privilegio de la UE, sino una rara combinación temporal de factores, en particular el suministro ruso. Nada dura para siempre en una tubería.

La situación de los precios en 2021 ya ha provocado una vuelta parcial al uso del carbón en las centrales térmicas de la UE. El riesgo aquí reside en la pérdida de tiempo para evitar el calentamiento climático a finales de siglo. Los Verdes y los meteorólogos ya temen que el descenso de las emisiones de gases de efecto invernadero en 2015-2019 no haya sido lo suficientemente rápido. El año 2020 dio la «ilusión del coronario» – pero ahora hay varios procesos que empeoran la situación. En primer lugar, es, por supuesto, el retorno del carbón, la demanda de combustible de hidrocarburos, especialmente en China, pero también en la UE. En segundo lugar, parece que los fondos se destinan a adaptar los sistemas energéticos al régimen de sanciones, ayudando a los pobres, y no a una costosa transición energética. Es posible -habrá que calcularlo cuidadosamente en función de los resultados de 2022- que el mundo haya perdido no sólo 2021, sino otros dos años en el camino hacia la descarbonización de la vida económica. ¡El riesgo climático va en aumento!

Ha llegado el momento de pensar en las dificultades de reestructurar el funcionamiento de los sistemas energéticos, pasando del suministro por gasoducto al GNL, que en principio debería sustituir algunas de las funciones de los gasoductos, además de la simple disponibilidad de los volúmenes de gas necesarios. El GNL ruso también es un factor de suministro a Europa o Asia, dependiendo de los precios y las condiciones. Se trata de un suministro adicional de gas en invierno en tiempo frío, que tradicionalmente se incluía en los contratos de los gasoductos rusos con los proveedores. Al parecer, los modelos informáticos muestran el balance continental de gas en la UE para el invierno, teniendo en cuenta la reducción de la demanda. En la vida real, será un poco más difícil: el gas desempeña un papel diferente en los distintos países de la UE en la producción de electricidad y en la industria; hay distintas posibilidades de sustituir el gas por fuel, carbón o energía nuclear.

La intención de la UE de reducir el consumo total de gas en un 15% para marzo de 2023 es probablemente factible, sobre todo si este invierno vuelve a ser moderadamente frío. Pero las dificultades se repartirán de forma desigual entre los países, y no está clara la logística de suministrar grandes volúmenes de gas mediante buques cisterna a todo un continente con consumidores heterogéneos. Históricamente en Europa, sólo España y Portugal han recurrido al GNL (en Asia, sólo Japón e India). Trasladar volúmenes gigantescos de gas no de este a oeste a través de gasoductos, sino de los puertos de las costas al interior del continente, es una tarea que depende de la disponibilidad de buques cisterna, puertos, etc.

En el invierno de 2021, Gazprom suministró a Europa unos 450 millones de metros cúbicos diarios en todas las direcciones. Ahora, además del NS-1, se han reducido las entregas a los países que se han negado a pagar el gas en rublos, lo que supone una cierta protección contra la expropiación de los ingresos por exportación. Desde principios de agosto de este año, el flujo de gas hacia la UE se ha reducido en unos 100 millones de metros cúbicos al día. La UE recibe unos 20 millones de metros cúbicos menos del Turkish Stream, que también abastece el consumo de la propia Turquía; Ucrania se ha negado a transferir 40 millones de metros cúbicos al día a través de un gasoducto; y se ha producido una reducción de 33 millones de metros cúbicos al día a través del Nord Stream 1.

Las instalaciones de UGS en la UE están ahora llenas en un 70% -más que en 2021- aparentemente no hay gran riesgo para la población. Es de esperar que nadie sufra una escasez física, pero los inconvenientes de la logística y el precio del gas consumido desde las instalaciones UGS serán notablemente más altos (diez veces) que en el pasado. El clima frío y los picos de carga pueden volver a plantear la cuestión de las rutas del Báltico: las corrientes del Norte. Esto será importante tanto para los próximos meses como para los años que le quedan a los gasoductos que han abastecido regularmente a las naciones de la UE durante décadas.

*Leonid Grigoriev, Asesor Principal del Jefe del Centro Analítico del Gobierno de la Federación Rusa; Profesor, Supervisor Académico, Escuela de Economía Mundial NRU HSE. Economista ruso, autor de más de 300 publicaciones, coautor y asesor científico de numerosas monografías y proyectos. Leonid Grigoryev es cofundador de la Escuela de Economía y Matemáticas de la Universidad Estatal Lomonosov de Moscú (presidente de la escuela (1967-1971)). Se convirtió en profesor titular de la Escuela Superior de Economía de la Universidad Nacional de Investigación (2013) y en el Jefe del Departamento de Economía Mundial de NRU HSE (2014). Leonid Grigoryev se convirtió en miembro del Consejo de Política Exterior y de Defensa (1999).

Artículo publicado en Club Valdai.

Foto de portada: © Sputnik/Yekaterina Solovieva

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