Una prima de riesgo petrolífera instalada

El Brent se negociaba a 110,10 dólares el barril el 20 de octubre, tras un pico de 110,70 dólares, su nivel más alto desde mayo. El 28 de octubre aún avanzaba un 1,54 %, hasta 111,10 dólares, mientras el WTI alcanzaba los 101,53 dólares. El motor es geopolítico: el conflicto entre Washington y Teherán dura ya ocho meses, al menos 18 buques han sido atacados en dos semanas, un petrolero se incendió tras chocar contra minas en el estrecho de Ormuz y los hutíes reivindican ataques contra instalaciones saudíes.

Este nivel refleja menos una escasez física que un precio del riesgo. Mientras los flujos no se interrumpan pero las infraestructuras sigan amenazadas, los operadores mantienen una prima elevada. Ni siquiera la hipótesis de una relajación de las sanciones sobre la energía rusa, cuya decisión final aún no se ha tomado, ha bastado para hacerla retroceder. La producción rusa de crudo, de 8,43 millones de barriles diarios en septiembre, sigue además unos 870.000 barriles diarios por debajo de su nivel de un año antes.

Un gas europeo concentrado en pocas puertas de entrada

En el ámbito del gas, QatarEnergy ha prorrogado hasta finales de diciembre la fuerza mayor aplicada a un cliente europeo clave. Esta oferta de GNL de menos pesa sobre la flexibilidad del mercado y devuelve a Europa a sus suministros por gasoducto.

Los registros de flujos físicos ilustran esta concentración. El 23 de octubre, el punto de entrada de Emden EPT1, en la conexión Norpipe, registraba 432 millones de kWh diarios. Al día siguiente, ya solo mostraba 127,7 millones, alrededor de un 70 % menos. Ese mismo día, la salida del punto austriaco de Oberkappel hacia Alemania pasaba de 134,3 a 32,7 millones de kWh diarios. Por el contrario, Mallnow (PL-DE Yamal), Waidhaus (CZ-DE) y Baumgarten TAG (SK-AT) se mantenían a cero en ambos sentidos durante las dos jornadas.

El mecanismo es simple: cuando falta parte del GNL y varios ejes de importación están inactivos, el sistema descansa sobre un número reducido de puntos, y cualquier variación en ellos tiene un efecto amplificado.

Unos precios de la electricidad muy dispersos

El 23 de octubre, los precios day-ahead iban de 23,07 euros el MWh en Finlandia y 33,90 en Dinamarca occidental a 124,90 en Chequia, 157,93 en Portugal y 227,27 en Suiza. Esta diferencia de casi diez veces evidencia un mercado europeo fragmentado, aunque el expediente no permite atribuir esta dispersión únicamente a los factores gasísticos.

Límites que conviene tener presentes

Los registros diarios pueden reflejar nominaciones o tareas de mantenimiento, y la jornada del 24 de octubre puede estar incompleta. Aquí no se dispone de ningún precio del gas ni nivel de almacenamiento, no se conocen los volúmenes afectados por la fuerza mayor catarí y faltan los datos de Zevenaar. La prima petrolífera podría erosionarse, por último, si los flujos en el Golfo se mantienen fluidos.

Lo que cabe concluir

Las cifras describen una exposición acumulada: un crudo bajo prima de riesgo y un gas dependiente de pocos puntos de entrada. No demuestran una escasez, pero indican un margen de maniobra reducido si surgiera un nuevo shock.

Este artículo se ha redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y ha sido verificado por nuestro equipo editorial.