De una parte, Europa sigue dependiendo enormemente del gas natural. Aún cuando el consumo de este combustible fósil ha decrecido en el continente en los últimos años, y particularmente después del inicio de la guerra en Ucrania, sigue siendo elevado, como elevada sigue siendo la dependencia del gas ruso, ahora disimulada a través de los trasvases de gas licuado usando España como plataforma de redistribución (lo cual explica por qué el gas ruso que llegaba a España se situaba alrededor del 5% en 2020 y actualmente ronda el 20%). El otro gran proveedor cuyo gas licuado redistribuye España es EE.UU., el cual ha aumentado enormemente sus exportaciones de gas natural licuado hasta ser ahora el primer exportador de GNL del mundo. España, que aún concentra el 40% de la capacidad de regasificación de Europa, actúa como nodo de llegada de los grandes cargamentos de gas natural licuado desde Rusia, EE.UU. y Oriente Medio, y desde los puertos españoles el gas es reexportado hacia las instalaciones de menor capacidad de otros puertos europeos.
Empero, en las últimas semanas se ha comenzado a registrar una paradoja respecto al gas natural. El precio de esta materia prima en EE.UU. es demasiado bajo, lo cual incentiva su exportación hacia Europa, a donde llega sensiblemente encarecido (entre dos y tres veces más caro), pero aún a un precio competitivo comparado con el coste del gas en Europa. Por dar una referencia, en diciembre de 2023 el precio de 1 MBTU de gas natural en EE.UU. era de 2,52 dólares mientras que en Europa era de 11,51 dólares, es decir, era más de 4 veces más caro en Europa. El problema para los EE.UU. es que el volumen de exportaciones de gas natural licuado no hacen más que crecer, lo cual encarece su precio en ese país, hasta el punto de que en 2022 el gasto en gas natural en EE.UU. se había incrementado más del 60% comparado con los niveles pre-pandemia.
Es en este contexto que se entiende el anuncio de la pausa en la concesión de nuevos permisos para la exportación de gas natural anunciada por EE.UU. a finales de enero. Y aunque desde el Departamento de Energía de los EE.UU. y la Comisión Europea se repite que esto no va a afectar a los precios en Europa, lo cierto es que a este lado del Atlántico hay una preocupación fundada por esta limitación. Al final, si los precios no suben seguramente tendrá más que ver con la destrucción industrial severa que se está experimentando en Europa: solo en Alemania las emisiones de CO2 cayeron un 20% en 2023, lo cual seguramente implica un descenso semejante de la actividad industrial en general (en el sector químico se constata una reducción del 23% en ese mismo período).
Pero no todo es cuestión de la demanda. En EE.UU. se empieza a anticipar la llegada al pico del fracking tanto para el petróleo como para el gas, una industria que se ha mantenido con incentivos fiscales y favoreciendo la exportación a otros países desde su primer pico de producción en 2016. Incluso con esta presión a favor, estamos ya cerca de la máxima producción posible (el pico del petróleo de fracking en EE.UU. podría incluso ser este mismo año y en todo caso antes del fin de la década, según Art Berman, y después la caída será muy rápida, como corresponde a este tipo de recurso). En el resto del mundo, la inversión en upstream de gas natural y petróleo continúa en niveles muy bajos comparados con el máximo de 2014.
De hecho, si la caída no parece aún mayor es por el gran aumento de la inversión en instalaciones auxiliares para la exportación de gas natural: sin esa inversión, la curva estaría en el nivel de 2021.
En este contexto, ni Rusia ni Arabia Saudita parecen muy proclives ni probablemente capaces de aumentar su producción de petróleo. Pero la Agencia Internacional de la Energía durante meses ha alimentado el discurso de que había un exceso de oferta de oferta de petróleo y que de hecho lo que se está produciendo o a punto de producirse era un pico de demanda, y que el mercado esta bien abastecido. Nada más lejos de la realidad.
La producción de petróleo crudo + condensado (la parte de esos “todos los líquidos del petróleo” que puede ser usada para producir combustible) tocó máximo en noviembre de 2018 y no tiene visos de aumentar significativamente en los próximos años (y eso que la previsión del Departamento de Energía de los EE.UU., la línea roja, es seguramente bastante optimista).
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| Gráfica de Peak Oil Barrel, https://peakoilbarrel.com/october-world-oil-production-continues-to-rebound/ |
En realidad, el final de 2023 y principio del 2024 ha visto una considerable reducción de la producción de la OPEP, con lo que en los próximos meses lo más probable es que aún falte más petróleo. Sin embargo, el incremento de la producción de los Líquidos del Gas Natural (que en un 90% son butano y propano y solo sirven para ahorrar petróleo en la producción de plásticos en las refinerías, pero no para aumentar la disponibilidad de combustibles) ha permitido que la categoría de “todos los líquidos del petróleo” (que lo suma todo como si todo fuera igual) haya recuperado el nivel de 2018 de unos 101 Mb/d, aunque sea de manera temporal y así se disimula el problema de fondo… o no.
Porque recientemente la Agencia Internacional de la Energía ha cambiado su discurso y ha pasado de decir que sobraría petróleo a decir que va a faltar. Inclusive se anticipa una fuerte subida de precio del barril de petróleo para el mes de mayo. Yo en realidad contaba con un entorno de precios estables precisamente por la caída de demanda (no por un inexistente exceso de oferta) originada por la destrucción industrial y recesión en Europa, pero parece que la creciente limitación en oferta va a ser más fuerte y el precio se disparará. Así que prepárense, porque en un entorno recesivo nos podemos encontrar que el precio de los carburantes vuelve otra vez a subir.
Y si todo lo anterior no fuera suficiente, en España estamos llegando a los límites del modelo de Renovable Eléctrica Industrial (REI), que se basa en la producción masiva de electricidad renovable distribuida en una red de alta tensión para su consumo en grandes centros de consumo. Éste es el modelo de transición renovable que se vende como el único posible y deseable, a pesar de que conocemos sus muchas limitaciones desde hace tiempo. En particular, el consumo de electricidad (tanto en España como en la UE como en el conjunto de la OCDE) sigue una curva tendencialmente descendente, con subidas y bajadas, desde 2008, como ilustra esta gráfica de Sergi Saladié para el consumo de electricidad distribuida por la red de alta tensión en España.
Sin embargo, la potencia eléctrica instalada en España ha seguido creciendo a lo largo de los años, y ahora especialmente con los planes de transición renovable. El caso es que en la actualidad hay una potencia instalada de 120 GW para cubrir una demanda media de unos 26 GW con picos de máximo consumo de 41 GW. Y aunque es necesario cierto nivel de redundancia para tener en cuenta el factor de planta que es lógicamente más bajo en el caso de las plantas renovables, 120 GW es un nivel de redundancia excesivo. El discurso del modelo REI dice que necesitamos incrementar rápidamente la capacidad de producción de electricidad con renovables, porque vamos a contar con nuevas tecnologías (como el coche eléctrico o el hidrógeno verde) que nos van a permitir sustituir el actual consumo de energía fósil. La realidad es que eso no está pasando por multitud de cuestiones técnicas. Lo que sí está pasando es que se está incrementando el número de horas en las cuales la electricidad se está pagando a precios cero, debido al exceso de producción renovable: son un efecto de los temidos curtailments o momentos en los cuales hay tal exceso de producción respecto al consumo que parte de la energía producida no se aprovecha. No solo no se aprovecha: con el sistema marginalista de fijación de precios en el mercado eléctrico mayorista se produce esa situación de precios cero.
Éste problema de sobrecapacidad renovable, que genera excesos de producción a ciertas horas y déficit a otras (lo cual obliga a mantener encendidas – y a pagarlas – centrales térmicas para cuando se las necesite) se registró ya en Alemania en 2016. En aquel entonces se establecieron allí limitaciones a las subvenciones que reciben las renovables si los precios cero se mantenían más de 6 horas (aquí les dejo el enlace a un TFM que analiza esta cuestión y cómo gestionarla), lo cual suponía un cambio en los contratos de tarifas reguladas que se habían firmado a largo plazo e infinidad de cuestiones jurídicas.
A pesar de ello, situaciones de precio cero o negativo se han seguido produciendo en Alemania, en parte amortiguados con la venta de electricidad a sus vecinos, con quien Alemania está bastante bien interconectada pero lo cual limita la expansión renovable en esos países. Con esto Alemania ha conseguido limitar el número de horas con curtailments por debajo del 1% del total. En España la situación es más complicada: en 2022 Red Eléctrica Española anticipaba que los curtailments llegarían a ser el 5,5% del total de energía producible, lo cual es un porcentaje excesivo porque pone en peligro no solo la rentabilidad de las renovables, sino la de las nucleares. De hecho, en el último mes ha habido tantas horas con curtailments como en todo 2023, lo cual es un síntoma de aceleración del problema.
Es esta situación tan complicada la que explica la creciente animosidad entre los defensores de la energía nuclear y los de las renovables, y que pone también en contexto la reciente demanda de Iberdrola contra Repsol por competencia desleal y greenwashing. Iberdrola tiene una situación financiera delicada, con 48.000 millones de euros de deuda, una parte de la cual adquirida por sus inversiones en el sector renovable que esperaba rentabilizar ampliamente y que ahora con los curtailments ven peligrar.
Y esto no tiene vistos de mejorar. Como explicaba Beamspot en su serie “La lavadora de medianoche” (ahora continuada en su propio Substack), justamente el principio de la primavera es el momento más proclive a estos excesos estacionales. Júntese a ello el declive industrial, y todo hace anticipar que los problemas y malestar con los curtailments se van a intensificar en abril y que en cualquier caso irán empeorando con el paso de los años… hasta que se decida introducir cambios sustanciales en el modelo, bien en la retribución o, lo que sería mejor, en el diseño de producción.
La energía vuelve con fuerza a ser protagonista de los problemas que viviremos en los próximos meses. Yo esperaba un 2024 relativamente tranquilo en lo que a la crisis energética se refiere, un año de transición, pero me temo que la cosa puede empeorar sensiblemente de manera rápida.
Para mí, con todo, lo más preocupante es la creciente tendencia al militarismo en Europa, incluso mencionándose repetidamente como una estrategia de reindustrialización. Ese keynesianismo militarista no 
anticipa nada nuevo. Ya lo comentamos hace ahora nueve años: el rearme de Europa no tiene como objetivo la lucha, imposible, contra el hipotético enemigo ruso, sino la apropiación manu militari de los recursos de África. Ése era entonces y sigue siendo el riesgo, la tentación de un continente pobre en recursos que se resiste a aceptar que necesita un cambio de su sistema económico y una política industrial decrecentista, si es que ello es posible. Se usa el espantajo de Rusia para el rearme, la orientación industrial hacia la guerra y la militarización de las conciencias para hacer aceptable, incluso natural, la conquista del Norte de África. Pero no estamos en el siglo XIX, sino en el XXI. Esta vez nos conocen y no están indefensos. Embarcarse en esas nuevas guerras coloniales no solo es moralmente abyecto; es además un estrategia de huida adelante inmoral e inútil.
Porque es importante que algunas ideas permanezcan en la memoria colectiva, repitámoslo una vez más: No a la guerra.
