S&P: la volatilidad del gas podría acabar por remodelar el mercado energético europeo

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Sus expertos consideran que esta situación, junto con la evolución de la normativa del sector, las medidas de la UE para asegurar suministros de gas o combustibles alternativos, y los esfuerzos para reorientar los cargamentos de gas natural licuado (GNL), provocarán este cambio.

"En nuestra opinión, los precios del gas al contado (TTF) en 2022 dependerán en gran medida de si se produce sólo una modesta reducción de los flujos de gas ruso con respecto al nivel del año pasado, o una disminución más pronunciada a largo plazo, lo que ya no es inverosímil a tenor de la propuesta REPowerEU publicada recientemente por la UE", argumentan. Creen que los precios tendrán que ser lo suficientemente altos como para que se reduzca la demanda en el Viejo Continente y se reorienten los cargamentos de GNL de Asia a Europa.

"La magnitud del choque de la oferta influirá en la rapidez con que el mercado pueda reequilibrarse en 2023 y después. Además, pensamos que un cambio estructural del mercado del gas en Europa dependerá de la evolución de la normativa de la UE sobre las compras de gas a Rusia, así como de las medidas concretas que adopte Europa para garantizar el suministro de gas adicional y rellenar las reservas de gas, y de su tolerancia a los recortes de la demanda de gas y a un aumento temporal del uso del carbón", explican.

En este sentido, está por ver hasta qué punto los altos precios del gas pueden afectar a su demanda en Asia y el éxito que puede tener el Viejo Continente para atraer los cargamentos de GNL.

Desde S&P esperan que el precio de la electricidad se sitúe muy por encima de los 200 euros/MWh en algunos de los principales mercados europeos, frente a unos 120 euros/MWh de media en 2021. A esto se llegará, precisamente, por los altos costes del gas, un desequilibrio entre la oferta y la demanda de energía provocado por los recientes cierres de capacidad de generación térmica y el aumento de la demanda a medida que las economías se recuperan de las restricciones de la Covid-19.

"Para la mayoría de las empresas europeas integradas que evaluamos, los elevados precios de la electricidad sólo deberían tener un impacto limitado en los beneficios de 2022. Esto se debe a que las políticas de cobertura, que para muchos cubren cerca del 100% de su producción este año, han hecho que su EBITDA sea mucho menos sensible a la energía comercial", indican. Es por ello que esperan un mayor aumento de beneficios en 2023 para las compañías de generación de energía, ya que se benefician de los mejores precios de ejercicio en sus coberturas de futuros. "Sin embargo, vemos que las posiciones de cobertura están generalmente por debajo del 50% de los volúmenes para 2023. La intervención política, incluida la introducción de impuestos especiales sobre la energía, podría mermar cualquier beneficio inesperado el próximo año", añaden.

La Comisión Europea ha lanzado el plan REPowerEU, cuyo objetivo es reducir la dependencia energética de Rusia. El caso es que las importaciones desde este país representan un 30% del mercado combinado, un 35% de las importaciones. "De los aproximadamente 142.000 millones de metros cúbicos (bcm) suministrados a la UE-27 y al Reino Unido en 2021, unos 40 bcm llegaron por gasoducto a través de Ucrania", aseveran.

Es por ello que la solución pasaría por el aumento del GNL, al no haber un suministro alternativo por gasoducto. El problema, según estos expertos, es que las reservas de este tipo de gas ya están operando casi al límite de su capacidad, y la mayor parte de la producción mundial está bloqueada en contratos a largo plazo, a lo que hay que añadir un descenso estructural de la producción propia.

"A largo plazo, esperamos que la situación actual agrave las presiones sobre la demanda de gas en Europa y en el mundo. Sin embargo, junto con el suministro adicional de GNL después de 2025, esto debería ayudar a equilibrar finalmente el mercado", concluyen.