Europa llega al frío con menos gas almacenado y más dependiente de EE UU y Qatar

Primero, los datos. La Unión Europea llega al invierno con las reservas de gas ligeramente por encima del 82%. La cifra puede no sonar mal, pero es la más baja desde el inicio de la crisis energética y la segunda menor en una década. Está, en fin, 10 puntos por debajo de la media histórica, una serie que empieza en 2011, y también 10 puntos por debajo del objetivo inicialmente fijado por la Comisión Europea para estas alturas del año. Aunque la incertidumbre de los modelos de predicción siempre es grande, algunos meteorólogos ven indicios de un invierno algo más frío en el hemisferio norte que los tres anteriores, particularmente cálidos. Y mercurios bajos siempre son sinónimo de mayor consumo.

Con la temporada de alta demanda de gas lanzada ―las calefacciones ya están encendidas en buena parte del continente―, este cóctel de factores invita a la cautela pero no a la alarma. Lo peor de la zozobra continental sobre el suministro quedó atrás hace tiempo y, tras la drástica reducción de las llegadas de gas ruso por tubo, los Veintisiete han reconstruido su matriz importadora en tiempo récord. Han levantado terminales de licuefacción, indispensables para traer combustible por barco desde cualquier rincón del mundo, y han destruido mucha demanda, sobre todo industrial: una mala noticia económica, pero que ha mejorado la seguridad de suministro.

El bajo nivel de gas en depósitos ―especialmente exiguo en Alemania, el mayor consumidor del Viejo Continente― deja, sin embargo, a los Veintisiete particularmente expuestos a los vaivenes del gran bazar mundial del gas natural licuado (GNL, el que se mueve por mar), dominado en estas latitudes por Estados Unidos y Qatar ―y, en menor medida, por Argelia, Nigeria y Noruega, ya con Rusia de retirada―. La buena nueva es que en ese bazar global en el que las barcazas cambian de destino sobre la marcha, la competencia de Asia ―China, Japón y Corea del Sur, la trilogía de grandes clientes de este gas― ha aflojado.

“Los niveles de almacenamiento siguen siendo comparativamente bajos al inicio del invierno. Por lo tanto, desde la perspectiva de la operación del sistema y la preparación invernal, se recomienda continuar con el monitoreo en las próximas semanas”, advertían a principios de octubre los técnicos de ENTSOG, el ente que representa a los operadores de la red gasista, en sus perspectivas a corto y medio plazo. Ponían el foco, sobre todo, en el centro-norte del continente.

En su escenario base, el organismo con sede en Bruselas calcula que las reservas europeas llegarán a finales de marzo con entre un tercio y cuarto de llenado. Y que, incluso en un escenario de alto consumo ―dos semanas de ola de frío―, ningún país se vería obligado a cortar demanda. Más problemas habría en caso de baja disponibilidad de gas licuado ―un tajo aproximado de 1.000 gigavatios hora (GWh) en las llegadas diarias de este combustible a puerto―, en el que los almacenamientos llegarían prácticamente exhaustos al final de la temporada de calefacciones: al 16% de su capacidad total.

El único escenario de ENTSOG en el que los países sí tendrían que aplicar restricciones sobre la demanda es el del invierno muy frío, con el consumo disparado hasta máximos de los 15 últimos años. Ahí, las reservas estratégicas quedarían en un escasísimo 11%. Pero incluso en ese escenario, el más extremo, los países aún podrían echar mano de su recién reforzada red de regasificadoras “para importar suficiente GNL para compensar ese aumento de la demanda”.

“Los países europeos no reemplazaron las grandes extracciones de gas almacenado registradas en el primer trimestre del año”, explica Ira Joseph, investigador sénior del Centro de Política Energética Global, adscrito a la Universidad de Columbia. A eso se suma el fin definitivo del paradójico tránsito de combustible ruso a través de Ucrania, desde enero, que “la producción global de GNL no ha aumentado demasiado este año” y que la UE “ha relajado sus exigencias sobre los niveles mínimos de almacenamiento tras la caída generalizada de la demanda”.

El descenso en el consumo, sin embargo, se ha ralentizado en los últimos meses en el sector eléctrico. En especial, en dos grandes países europeos: Alemania, que en octubre ha quemado más gas que nunca para generar electricidad; y España, donde la prudencia extra de Red Eléctrica tras el inédito apagón de finales de abril ha disparado el uso de las centrales de ciclo combinado para controlar la tensión del sistema.

Pese a tener menos gas guardado bajo tierra, Joseph ve al Viejo Continente “en buena posición” para afrontar los meses de frío: “Tanto la demanda base como la demanda en picos han caído con fuerza esta década, y va a haber mucho más GNL disponible para ser comprado sobre la marcha”.

Si el invierno viniese más frío de lo normal, una opción a la que algunas proyecciones meteorológicas ―como las de Jess Hicks, analista de BloombergNEF― atribuyen más probabilidades que en años anteriores, los problemas irían por barrios. “Alemania tiene el mayor déficit de almacenamiento, por lo que el frío allí tendría un efecto más alcista”, ejemplifica el investigador de Columbia.

Hicks cree que hay “factores que aumentan el riesgo de un evento de calentamiento súbito de la estratosfera y, por tanto, del colapso del vórtice polar, lo que provocaría irrupciones de aire frío en el hemisferio norte”. Eso, explica por correo electrónico, “empujaría las temperaturas medias de la temporada por debajo de lo normal, especialmente en comparación con los dos últimos inviernos”.

Noviembre, dice, apunta a templado, lo que favorecería el almacenamiento: menos demanda de calefacción y buen tono en la generación renovable. “Sin embargo, si las condiciones más frías comienzan en torno a diciembre y el riesgo de irrupciones de aire frío aumenta a principios de 2026, ahí sí podríamos ver un repunte en el consumo de gas”, augura Hicks.

“Una ola de frío en otoño podría aumentar la presión sobre los precios, dado que Europa compite con Asia por el GNL”, advierten, en la misma línea, los analistas de la consultora energética Montel en su informe sobre el último trimestre del año. En última instancia, dice, serán las condiciones meteorológicas “las que determinarán el estrés al que se verá sometido el sistema” energético europeo. En especial “ante los indicios que de un invierno más frío de lo normal”. Un escenario que, de materializarse, “presionaría a la baja las reservas [de gas]” y elevaría, también, los precios de la electricidad.

Grandes diferencias por países

Analizar la UE como un bloque monolítico puede llevar al error. Suecia, Polonia, Rumania y Portugal rondan el 100%, e Italia y Francia están ―respectivamente― en el 94% y el 92%. En el lado opuesto, Letonia o Croacia superan por poco el 50%. El problema es que aquellos que tienen más capacidad de reserva, como Alemania ―que suma, por sí sola, algo más de la quinta parte del total― o Países Bajos, a duras penas superan el 70%. Con una capacidad mucho menor, pero con un amplio abanico de fuentes de suministro ―muchas regasificadoras y un tubo activo desde Argelia―, España tiene sus reservas estratégicas al 86%.

“Sin ser alarmante, el almacenamiento de gas, sobre todo en el norte, que es la zona más relevante, está en unos niveles bajos respecto a las expectativas que teníamos hace unos meses”, apunta Pedro Cantuel, analista del grupo energético Ignis. “Lo que me sorprende es que no se esté notando en el precio, pero quizá sí lo haga cuando llegue el frío de verdad...”. Disponibilidad de barcos metaneros, dice, “va a haber, pero el precio a pagar puede ser alto y el atasco en las regasificadoras de Europa septentrional, importante. Así que la clave es que Noruega, el mayor proveedor europeo por tubo y que hasta ahora ha sido muy fiable, no se resfríe ni un solo día este invierno”.