Europa ha tenido menos suministro libre para reponer el almacenamiento de gas, y ahora la región se dirige al invierno con el almacenamiento lleno sólo en un 71%, según estimaciones de BloombergNEF (BNEF), en comparación con la norma estacional de cinco años del 92%.

Una de las razones es que Japón y Corea se han asegurado de que sus inventarios de GNL estén en mejor estado al entrar en este invierno que el anterior. Los dos países estiraron los límites de sus cantidades de suministro contratadas a largo plazo, lo que llevó a una limitada disponibilidad de GNL spot (al contado) en todo el mundo este verano.

También la demanda de gas se está recuperando de los mínimos del año pasado ante la pandemia de Covid-19.

La demanda de China se ha recuperado más rápidamente que la de cualquier otra economía y los resultados de las iniciativas de cambio de carbón a gas se están dejando sentir.

Los ajustados equilibrios del mercado del gas

No todos los suministros y la demanda están igualmente equilibrados. Japón y Corea tendrán más generación nuclear este año, lo que reducirá las necesidades de GNL.

Todas las fuentes de suministro de gas de China (producción nacional, importaciones por gasoducto y GNL) responden al crecimiento y la recuperación de la demanda.

No ocurre así en Europa, el equilibrio entre la oferta y la demanda en el viejo continente seguirá siendo inusualmente ajustado de cara al invierno, lo que añadirá más presión sobre los precios a un mercado que ya está en máximos históricos.

Esta situación no puede ser compensada por el auge de la oferta estadounidense, aunque el aumento de los flujos de gas noruego puede suponer un pequeño alivio.

BNEF no espera que aumente el suministro ruso a Europa este invierno, sobre todo teniendo en cuenta los escasos flujos de este verano (abril-septiembre de 2021).

Gazprom PJSC tiene una necesidad urgente de llenar su propio almacenamiento de gas nacional agotado este invierno, lo que limita aún más las posibles exportaciones a Europa. Además, los procesos regulatorios en curso relacionados con el controvertido gasoducto Nord Stream 2 significan que los flujos iniciales este año son poco probables.

Las exportaciones australianas de GNL vuelven a estar a pleno rendimiento tras los problemas de producción del pasado invierno, pero la oferta estadounidense será probablemente la que más crezca este invierno. Sin embargo, las ya elevadas tasas de utilización de las plantas de licuefacción de la Costa del Golfo existentes significan que hay una ventaja limitada en cuanto a la cantidad que pueden producir, sin importar lo abierto que esté el arbitraje.

La pronta puesta en marcha del tren 6 (unidades de licuefacción) de Sabine Pass de Cheniere Energy y de Calcasieu Pass de Venture Global LNG podría proporcionar cierto apoyo, pero se limitaría a unos pocos cargamentos durante el invierno.

Un motivo de preocupación es el aumento de las tarifas de los buques tanque, a pesar del número récord de buques tanque de GNL que entran en el mercado. La abundante oferta de Estados Unidos hace que se agoten todas las rutas hacia Asia, lo que hace que los buques se vean obligados a realizar viajes más largos.

Cada vez son más los buques de GNL estadounidenses que toman la ruta extra larga a través del Cabo de Buena Esperanza hacia el norte de Asia. La temporada de huracanes en la Costa del Golfo sigue siendo un riesgo, pero casi ha terminado.

Por lo tanto, cualquier interrupción de los proyectos de suministro de la cuenca del Pacífico será un motivo mayor de preocupación, con un mercado mundial de GNL tan ajustado.

Los inventarios de gas de EE.UU. serán escasos durante los próximos 12 meses, ya que el crecimiento de la producción no es suficiente para compensar el aumento de las exportaciones de gas, a través de GNL y gasoductos.

El mercado del gas, a merced del clima

Las condiciones climáticas de este invierno podrían modificar los flujos comerciales de GNL y afectar a los precios regionales de referencia del gas para las próximas temporadas.

El análisis de BNEF de 30 escenarios meteorológicos diferentes indica que, por lo general, las desviaciones de la demanda de gas en invierno para el norte de Asia (Japón, Corea del Sur, China) y el noroeste de Europa e Italia son comparables entre sí.

La demanda de electricidad y calefacción en ambas regiones aumenta o disminuye sustancialmente en inviernos más fríos o más cálidos de lo normal. Las dos regiones tienen una demanda variable en verano, por lo que el riesgo de variación conjunta de la demanda es mayor en caso de un invierno frío.

Un invierno medio de 10 años normal hará que el almacenamiento de gas europeo termine justo por debajo del rango estacional. Los precios del gas seguirían siendo elevados en este escenario.

Al final de un verano normal, el almacenamiento europeo volverá a los niveles históricos y los precios seguirán una trayectoria descendente durante la temporada de inyección. Esto haría que algunos compradores de GNL sensibles a los precios volvieran al mercado al contado.

La demanda de GNL en China sería la más elevada, ya que las provincias del norte, Tianjin, Hebei y Shandong, importarían más para satisfacer las fluctuaciones de la demanda de calefacción. El aumento de la demanda total en el norte de Asia en un invierno frío es mayor que el potencial de disminución en un invierno cálido.

Si los proveedores de GNL no pueden satisfacer la demanda adicional, habrá una carrera hacia el carbón y el petróleo. La capacidad de carbón podría estar ya agotada en Japón, e incluso en algunas partes de Europa.

Un invierno frío agotaría el almacenamiento de gas tanto en Asia como en Europa hasta el punto de que los dos mercados seguirían compitiendo por los cargamentos de GNL hasta bien entrado el verano de 2022 (de abril a septiembre) y tal vez hasta el invierno siguiente, lo que prolongaría la subida de los precios del gas.

Japón y Corea tendrían que reponer rápidamente las existencias antes del pico de demanda del verano, en julio-agosto, y de nuevo antes de octubre-noviembre, cuando necesitan alcanzar los niveles máximos de inventario. Sin embargo, Asia tiene ventaja sobre Europa, ya que puede recurrir a un mayor suministro de GNL contratado.

Las variaciones de la demanda de gas en verano están menos correlacionadas entre las dos regiones. Esto se debe al uso más generalizado del aire acondicionado en Asia. Un verano caluroso puede llevar al norte de Asia a consumir 1,8 millones de toneladas más de GNL.

Esto crea un escenario extremadamente alcista para los precios. Si el tiempo se invierte por completo (invierno cálido y verano fresco), Europa se convierte en un sumidero de GNL, absorbiendo los cargamentos que no son adquiridos en Asia, y los niveles de almacenamiento alcanzan el tope del depósito: el 100%.

Cambios en la dinámica mundial del gas

La evolución del invierno podría influir en el papel de Europa en el mercado del GNL. A partir del año que viene puede convertirse en un mercado sumidero o de atracción para el GNL.

En el escenario de invierno frío-verano caliente, Europa tendrá que soportar precios altos para atraer el GNL en un futuro cercano hasta que se ponga en marcha la próxima gran oleada de proyectos de suministro de GNL.

Sin embargo, es igual de fácil que un escenario de invierno cálido lleve a Europa a ser un mercado sumidero.

Los mercados de materias primas ya han sufrido crisis de precios en el pasado, y "el remedio para los precios altos son los precios altos" es un adagio bien conocido. Por lo general, estas crisis de precios se ven anuladas a corto plazo por la elasticidad o la destrucción de la demanda y, en el caso del gas, por un clima benigno.

A largo plazo, los principales proveedores de gas y GNL verán esto como un impulso para apoyar la firma de inversiones y contratos de suministro de gas a largo plazo, especialmente el nuevo suministro de GNL qatarí y estadounidense en busca de clientes.

En el otro lado del debate sobre la transición energética, otros argumentarán que esta volatilidad de los precios en el mercado del gas es una razón más para acelerar el abandono de las importaciones de combustibles fósiles. Esto puede acelerar la inversión en otras fuentes de energía localizadas, especialmente las renovables y los avances en tecnologías de almacenamiento de energía.