El año 2021 ha sido un año impactante para la industria energética, especialmente para el segmento de combustibles fósiles. Vamos a analizar en qué consistió la crisis del año pasado, y resumir los resultados de 2021.
En 2021 comenzó una rápida recuperación económica, provocada por la salida de las restricciones de la pandemia. Según el informe del Banco Mundial “Perspectivas económicas mundiales”, que se publicó en enero de 2022, el PIB mundial creció un 5,5 % en 2021. La recuperación económica ha provocado un aumento de la demanda energética. Los mayores consumidores con deficiencia de energía, Europa y los países asiáticos más grandes, India y China, se convirtieron en competidores por el suministro.
La gran demanda de gas se debe en parte a los requisitos climáticos y al deseo de reemplazar el carbón contaminante por un gas que es más limpio. En abril de 2021, el Secretario General del Comité Central del Partido Comunista de China, Xi Jinping, dijo en la cumbre climática de líderes mundiales que el consumo de carbón en China se limitará severamente hasta 2025 y que a partir de 2026 comenzará a disminuir. En la práctica, sin embargo, ha resultado imposible cumplir con los requisitos.
Desde la segunda mitad del verano de 2021, debido al aumento de la demanda de electricidad de una economía en crecimiento y un verano más caluroso de lo habitual, China ha estado aumentando activamente su propia producción y comprando carbón importado. La demanda también ha aumentado en la India. Uno de los factores detrás del aumento de las importaciones de carbón a India y China fueron los problemas de producción debido a las lluvias en ambos países y la paralización de las minas en China. Como resultado, China comenzó a comprar activamente gas, incluido el GNL.
La demanda por el GNL también creció en América del Sur.
Al mismo tiempo, la demanda de gas también aumentó en Europa, donde la economía también comenzó a recuperarse después de la pandemia. Según Ember, empresa experta en el mercado energético, el frío invierno de 2020-2021 aceleró el crecimiento de la demanda. Las bajas temperaturas provocaron mayores tasas de bombeo de los almacenamientos de gas. Otro factor del crecimiento de la demanda de gas fue el menor volumen de sus importaciones a Europa desde Rusia.
El principal problema de los suministros rusos fue la renuencia de los consumidores a celebrar contratos a largo plazo, ya que los precios al contado en el mercado del gas fueron bajos durante mucho tiempo: en septiembre de 2019, el precio al contado en el centro de TTF en los Países Bajos cayó a 117 dólares por 1.000 metros cúbicos. Y lo más importante: los precios estaban por debajo de los precios del contrato. Pero los precios han subido debido a la demanda cada vez mayor en China, por lo que los intentos de comprar GNL a casi nadie en Europa, a excepción de España, que lo compró antes que nadie, fracasaron por el “premio asiático”. El GNL estadounidense que se esperaba en Europa, fue a China, donde pagaron más. Como resultado, en diciembre de 2021, el precio spot para entrega al día siguiente se disparó un 585% en comparación con el precio de diciembre de 2020, superando los 1100 dólares por 1000 metros cúbicos.
Los precios del carbón han cambiado mucho menos. Como se señaló en el Informe del mercado de energía publicado por la AIE, en enero de 2022, en los Estados Unidos “los precios del carbón se mantuvieron más estables, con un aumento de los costos del combustible a carbón de menos del 6% en la segunda mitad de 2021 en comparación con el mismo período del año 2020”.
La crisis por la escasez de energía y el aumento de los precios del gas tuvo varias consecuencias.
En primer lugar, en China, tanto los consumidores industriales como las centrales eléctricas se han visto afectados por la escasez y el aumento de los precios de la energía y las tarifas eléctricas. Algunos de ellos, como señaló la AIE, se vieron obligados a detenerse, ya que su trabajo dejó de ser rentable.
“Los consumidores industriales en varias provincias y estados de ambos países han experimentado apagones continuos. En el noreste de China, provincia de Liaoning, se han emitido advertencias durante varios días seguidos sobre un segundo nivel de escasez de electricidad, lo que significa una escasez del 10-20% de la demanda total. Un déficit similar se registró en el sur de China, en Guangdong, el segundo mayor consumidor de energía. Y aunque el suministro eléctrico de los edificios residenciales era una prioridad, en algunas provincias, como Liaoning, los consumidores privados experimentaron una escasez total de electricidad”, dijeron los expertos de la AIE. Debido al cierre de centrales eléctricas y empresas industriales, el PIB de China, que creció un 12 % durante los primeros tres trimestres de 2021, aumentó solo un 8 % en todo el año.
Los problemas también surgieron en la India. “En Punjab, hubo apagones continuos que duraron hasta nueve horas debido al cierre de tres centrales eléctricas por falta de combustible. En el estado de Rajasthan, se vieron obligados a limitar la carga para consumidores industriales y privados en ciudades como Jaipur y Jodhpur, y en áreas remotas, el suministro eléctrico se interrumpió hasta por 12 horas. En Bihar, se cortó la electricidad durante más de 10 horas al día. En otros estados, como Gujarat, Tamil Nadu y Karnataka, hubo una amenaza de limitación de carga debido a la generación insuficiente de las centrales térmicas”, dice el informe sobre India.
La segunda consecuencia es un fuerte aumento del costo de la producción de electricidad en Europa. Según Ember, debido al aumento de los precios del gas, el costo de la generación de electricidad en la UE, incluido el costo de las emisiones de dióxido de carbono y los costos variables, alcanzó un promedio de 255 euros por MWh en diciembre de 2021. Esto es casi siete veces más que un año atrás. El aumento de los costos de producción también se vio afectado por el aumento de los precios de las emisiones, de 33 euros por tonelada el 1 de enero de 2021 a 89 euros por tonelada el 8 de diciembre de 2021.
La tercera consecuencia es la sustitución del gas natural por el carbón en EE.UU. y Europa para reducir el costo de generación de electricidad. “En 2021, el aumento del precio del gas en comparación con el carbón revirtió la caída de su consumo, y muchos mercados se pasaron al uso del carbón, lo que provocó un aumento de las emisiones. Según nuestras estimaciones, la generación a carbón creció un 19 % en EE. UU. y un 11 % en Europa en comparación con 2020. Al mismo tiempo, el volumen de centrales eléctricas a gas en los Estados Unidos disminuyó un 3%, mientras que en Europa incluso aumentó ligeramente (un 4%)”, dice el informe de la AIE. Cabe señalar que la generación de carbón ha crecido no solo en la Unión Europea, sino también en el Reino Unido.
Y, por último, la cuarta consecuencia, no del todo obvia pero sí más interesante, es la sustitución de la generación con fuentes de energía renovables no por el carbón, como antes, sino por el gas, al menos en la Unión Europea. Este es el mensaje principal del informe Perspectivas del mercado eléctrico europeo de febrero de 2022 de Ember: “Históricamente, el crecimiento de la generación renovable en Europa ha llevado al desplazamiento de la capacidad de carbón como la principal fuente de emisiones nocivas a la atmósfera. Sin embargo, como resultado del aumento del precio del gas en la segunda mitad de 2021, la nueva capacidad renovable está reemplazando la generación de gas. La suspensión del desmantelamiento de centrales eléctricas de carbón en la UE ha ralentizado la reducción de emisiones”. Como se señala en el estudio, en 2011-2019, la generación de energía renovable aumentó en 42 TWh, mientras que la generación a carbón disminuyó en 34 TWh durante el mismo período. Sin embargo, en los últimos dos años, 44 TWh adicionales de generación renovable han reemplazado 23 TWh de gas y solo 7 TWh de carbón.
Sin embargo, el análisis por países muestra que esta tendencia es más bien un resultado, ya que las acciones para formar una cesta de energía difieren de un país a otro. Así, Holanda y España sí han aumentado la generación renovable, mientras que han reducido drásticamente la generación de gas en 17 TWh (24%) y 15 TWh (18%), respectivamente. En Francia, la generación renovable y de carbón ha reemplazado a la nuclear y al gas retirado. Suecia ha introducido la energía renovable en lugar de la nuclear. En Alemania, hubo una disminución en la generación de todas las fuentes de electricidad, y en Polonia, por el contrario, un aumento en la generación de todas las fuentes, con la generación de carbón mostrando el mayor aumento: 8 TWh. Finalmente, Irlanda ha sustituido el gas y la generación renovable por carbón.
Ember señaló que los eventos de la segunda mitad de 2021 fueron «los mayores impactos de precios en el mercado energético desde el embargo de petróleo impuesto por la OPEP en 1973«. Ya escribimos sobre las similitudes de las dos crisis energéticas en la edición de noviembre de 2021 del Newsletter. En el libro que salió en 1991 “Minería: historia mundial de la lucha por el petróleo, el dinero y el poder”, el economista estadounidense Daniel Yergin escribió: “Un choque entre las preocupaciones sobre la seguridad energética y el bienestar económico, por un lado, y las preocupaciones por el medio ambiente, por el otro, parece inevitable, y este choque tendrá consecuencias de largo alcance. Un punto donde estos dos temas pueden fusionarse es el ahorro de la energía. Otro podría ser el mayor uso de gas natural.” (sección “Tercera ola de la lucha por la protección del medio ambiente”). Es sorprendente que esta predicción se haya cumplido en su totalidad y se siga cumpliendo en una nueva fase de la existencia del mercado de la energía.
Tanto la IEA como Ember asumieron que los precios futuros de la energía disminuirían en 2022 y más allá en sus proyecciones. Sin embargo, ya está claro que los precios del petróleo, el gas y el carbón se han disparado a máximos históricos, y aún no está claro cuándo caerán.
Por nuestra parte, no dejamos de recordar que una de las principales ventajas de la generación nuclear es el bajo componente de combustible en el costeo de generación de electricidad y el bajo volumen de consumo de combustible. Según las estimaciones aproximadas, para garantizar el funcionamiento anual de la unidad operativa con una capacidad de 1 GW, solo se necesitan 20 toneladas de combustible o unas 200 toneladas de óxido nitroso. La energía nuclear parece un refugio seguro en medio de la agitación en el segmento de los combustibles fósiles.
Vamos a citar nuevamente a Daniel Yergin: “Hasta que se logre un nuevo avance tecnológico, quizás en un entorno de energía solar y renovable, la sociedad industrial se queda con tres grupos principales de fuentes en las que puede confiar para satisfacer sus nuevas necesidades energéticas: petróleo, gas y carbón; energía Atómica; ahorro energético en forma de mejoras tecnológicas y mayor eficiencia energética”. Si uno lee las últimas recomendaciones de la AIE para Europa, resulta que sigue cumpliéndose la predicción del economista. Por eso, tras el libro de Daniel Yergin, que narra una de las tramas más conmovedoras de la política y la economía del siglo XX, surge una sensación paradójica: las crisis en el mercado de los combustibles fósiles han ocurrido, están ocurriendo y, al parecer, ocurrirán con frecuencia. Tanto los consumidores como los productores se benefician de ellos. Pero estas crisis pasan.
Solo notamos que, hasta el momento, no ha habido crisis de suministro en la industria nuclear, y esperamos que no ocurra.
