• Los mercados del gas natural se han globalizado. Hoy en día, lo que ocurre en la UE repercute en los precios del Henry Hub en EE.UU., algo sin precedentes.
• La invasión de Ucrania y la disminución de los flujos de gas natural procedentes de Rusia agravaron el desajuste existente entre la oferta y la demanda.
• Noruega y el Reino Unido aumentaron la producción, mientras que se han entregado cargamentos masivos de GNL (gas natural licuado) para hacer frente al aumento de la demanda.
• Debido a los elevados precios, se ha producido una reducción de la demanda de gas de entre el 6% y el 9%, y muchos agentes de la industria se han dedicado a cambiar el combustible por carbón, nafta y combustibles líquidos, entre otros.
• Estamos experimentando un nivel de volatilidad sin precedentes en el mercado. El diferencial entre el JKM (índice asiático de GNL) y el TTF (índice europeo) se ha vuelto negativo, lo que ha permitido a Europa atraer todo el GNL que habría ido a Asia.
• En el marco de REPowerEU, la Comisión Europea presentó la Plataforma Energética de la UE, que serviría para agregar la demanda entre los Estados miembros de la UE con el fin de lograr economías de escala y facilitar la negociación de SPA a largo plazo.
• El aumento de las importaciones de GNL requiere ciertos cambios infraestructurales, como el aumento de la capacidad de regasificación, la adición de nuevas terminales de regasificación (en tierra o flotantes (FSRU)) y la mejora de las posibilidades de transporte dentro de Europa.
• La Comisión está destinando 10.000 millones de euros a invertir en proyectos de infraestructura de interés común, que estarán preparados para el hidrógeno.
• Es importante acompañar las anteriores medidas políticas con una reducción del consumo global de gas natural en un 10%, principalmente a través del aumento de la eficiencia, lo que supondría unos 40.000 millones de metros cúbicos (bcm) y un consumo superior al global de España.
• La Comisión Europea también ha fijado objetivos de almacenamiento de gas, hidrógeno y biogás.

Luis Ignacio Parada, Director de Política Energética y Regulación Global, Enagás

• No hay certeza sobre los flujos de gas natural para el próximo invierno. Los flujos de gas ruso hacia Europa han disminuido, mientras que Noruega se ha comprometido a mantener unos niveles de exportación elevados con flujos máximos. Las exportaciones argelinas están por debajo de los niveles de 2021, pero esto se debe a una reducción de los flujos hacia España que se ha compensado en parte con los flujos hacia Italia.
• REPowerEU incluye un objetivo de importación de 50 bcm de GNL adicional.
• Sin embargo, los cuellos de botella internos de la UE impiden la plena utilización de las capacidades de regasificación existentes. La mayor parte de la capacidad de GNL sobrante en la UE está reservada al 100%, con la excepción de España, que tiene alrededor del 38% de la capacidad total de regasificación de la UE. Debido a la falta de infraestructuras de exportación, esta capacidad no puede utilizarse directamente para la UE a corto plazo; sin embargo, España puede contribuir como centro logístico de GNL.
• El nuevo reglamento de almacenamiento exige la obligación legal de llenar los almacenes de gas hasta el 80% de su capacidad antes del 1 de noviembre de 2022, aumentando al 90% en los años siguientes hasta diciembre de 2025.
• Los niveles de almacenamiento en la UE se sitúan actualmente en torno al 60% (en el momento del seminario web, a principios de julio de 2022). Los principales retos son la incertidumbre sobre la disponibilidad de gas y si Rusia seguirá enviando gas a través de Nord Stream 1.
• En cuanto al hidrógeno, se ha fijado un objetivo de 20 millones de toneladas de hidrógeno renovable para 2030; la mitad de esa cantidad está prevista en forma de importaciones. La producción de la UE se verá facilitada por las siguientes medidas:
  • Actos delegados sobre la definición y producción de hidrógeno renovable
  • Norma de calidad del hidrógeno
  • Evaluación y financiación de proyectos importantes de interés común europeo (IPCEI)
  • Línea de trabajo específica en la Plataforma de la Energía de la UE
  • Pasos hacia una infraestructura dedicada al hidrógeno, incluyendo tres corredores que conectan fuera de la UE
• Sin embargo, otras medidas recomendadas son
  • Añadir objetivos de infraestructura a los objetivos de suministro o consumo existentes
  • Permisos: Los Estados miembros deberían establecer marcos temporales para gestionar las infraestructuras de hidrógeno hasta que se apruebe y transponga el paquete
  • Promover operadores de redes de hidrógeno independientes mediante la separación de la propiedad
  • Facilitar la incorporación al mercado garantizando que los modelos de desagregación se interpreten con proporcionalidad

Giulia Laura Cancian, Secretaria General, Asociación Europea de Biogás

• La respuesta a la crisis que supone REPowerEU representa un cambio histórico positivo para el biometano, con el objetivo de producir 35 bcm para 2030.
• Alcanzar este objetivo implica multiplicar por 12 la producción actual (3 bcm). Para ello se pueden utilizar únicamente materias primas sostenibles, como aguas residuales industriales, estiércol de ganado, residuos alimentarios, residuos agrícolas y cultivos secuenciales. El biometano podría sustituir el 20% de las importaciones de gas ruso, lo que equivale al 10-14% de la demanda de gas de la UE prevista para 2030.
• La producción de biometano creció un 25% en 2020 (la mayor parte del crecimiento del sector del biogás se produjo en el biometano). Para alcanzar el objetivo de 35 bcm, es necesario que haya una tasa de crecimiento plana del 28% cada año hasta 2030.
• En el plan de acción del biometano hay cinco áreas de medidas:
  1. Promover la producción, el uso y la inyección
  2. Incentivar la transformación del biogás en biometano
  3. Promover la adaptación de las redes de gas existentes y explorar el potencial regional
  4. Abordar las lagunas de investigación y desarrollo
  5. Mejorar el acceso a la financiación
• Existe un reconocimiento político muy positivo para los biogases a nivel de la UE, con un llamamiento a los Estados miembros para que den prioridad política a través de sus propias estrategias nacionales de biometano.
• El plan ofrece un enfoque ascendente de la planificación de infraestructuras para la integración del biometano
• Sin embargo, el objetivo de 35 bcm no se incorpora en la modificación de la Directiva sobre energías renovables, lo que significa que el objetivo sigue siendo indicativo.
• También preocupan las directrices específicas sobre la utilización final del biometano, que ofrecen una flexibilidad limitada para los distintos sectores de uso final, como el del transporte, en el que el objetivo de los biocombustibles avanzados no se ha modificado.

Temas de debate

Durante la ronda de debate, Laura Rejón Pérez habló de los peores y mejores escenarios para el gas natural en Europa el próximo invierno. Mencionó que el peor escenario sería la falta de gas suficiente para satisfacer la demanda, lo que requeriría un racionamiento de energía, mientras que el mejor escenario sería no sufrir más interrupciones de las importaciones, experimentar un invierno suave, ver cómo Nord Stream 1 reanuda el flujo a niveles más altos, y comenzar con éxito la operación de las FRSU.

Al abordar las políticas que deben aplicarse para una transición rentable hacia un futuro de gas descarbonizado, Luis Ignacio Parada destacó la importancia de los objetivos tanto para la producción como para la infraestructura, y abordó la definición de hidrógeno renovable y el papel de la desagregación, en particular para el hidrógeno.

En cuanto a la sostenibilidad del biometano y los posibles riesgos para la seguridad alimentaria, Giulia Lauran Cancian explicó que la normativa vigente exige un 70% de ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero en el biogás y el biometano utilizados para la producción de electricidad, calefacción y refrigeración, y un 80% para las instalaciones que empiecen a funcionar a partir de 2026; estas disposiciones garantizan que los monocultivos energéticos a gran escala no serán una opción para la generación de biometano. Además, la nueva capacidad de biometano instalada a partir de 2018 ha utilizado una parte decreciente y apenas visible de cultivos energéticos.

Otros puntos de debate fueron las unidades flotantes de regasificación que se espera que estén operativas en Europa en los próximos años; el impacto de la inclusión del gas natural en la taxonomía de la UE, especialmente en la importación de GNL a Europa; las sinergias entre los diferentes gases y su adaptación a las infraestructuras existentes; así como las medidas relacionadas con la demanda, incluidas las políticas de eficiencia energética y el posible racionamiento.

Próximos pasos

Desde que se celebró el seminario web, Gazprom reanudó sus entregas de gas a través de Nord Stream 1 el 21 de julio de 2022, aunque con caudales reducidos (al 40%), y los redujo aún más al 20% el 26 de julio de 2022, alegando problemas técnicos. Como respuesta a lo que la Comisión ha denominado "el chantaje energético de Putin", el organismo comunitario ha anunciado un Plan Europeo de Reducción de la Demanda de Gas, para disminuir el uso de gas en la UE en un 15% entre el 1 de agosto de 2022 y el 31 de marzo de 2023. Otras medidas incluyen la aceleración de los trabajos de diversificación del suministro, incluida la compra conjunta de gas para reforzar la posibilidad de que la UE obtenga suministros de gas alternativos.

El nuevo reglamento se diseñó inicialmente para incluir una reducción voluntaria de la demanda de gas, pero con una cláusula que otorgaba a la Comisión la capacidad de imponer una reducción del 15% de la demanda de gas (declarando, previa consulta a los Estados miembros, una "alerta de la Unión" sobre la seguridad del suministro, que desencadenaría reducciones obligatorias de la demanda). Tras el rechazo de varios Estados miembros, el sistema se modificó en dos aspectos principales:

• En primer lugar, el acuerdo voluntario se convertiría en obligatorio a través de una decisión de aplicación del Consejo, a propuesta de la Comisión para activar una "alerta de la Unión" si los suministros alcanzan niveles de crisis, o si cinco o más Estados miembros lo solicitan a la Comisión.
• En segundo lugar, el Consejo ha especificado varias excepciones al objetivo de reducción obligatoria, entre ellas:
  1. Los Estados miembros no conectados a los gasoductos de la UE, como Malta, Irlanda y Chipre, así como los Estados bálticos que dependen en gran medida del gas para la generación de energía y cuyas redes eléctricas no están sincronizadas con el sistema eléctrico europeo.
  2. Otras excepciones son los países que superan el objetivo de llenado de los depósitos de gas en un 80%; los países que necesitan el gas como materia prima para mantener sus industrias críticas; o los países cuyo consumo de gas ha aumentado al menos un 8% en el último año. 

Dado que el reglamento es una medida excepcional, se aplicará durante un año y se revisará antes de mayo de 2023. La próxima reunión informal de ministros de Energía tendrá lugar los días 11 y 12 de octubre; es probable que los debates incluyan la aplicación de este reglamento.