Un mapa de flujos que se estrecha

El 30 de octubre, el punto de interconexión VIP TTF-THE-H, en el eje Países Bajos-Alemania para gas de alto poder calorífico, registraba 482,9 GWh/día en entrada. Emden EPT1, terminal de la conexión noruega Norpipe, mostraba 402,5. Tarvisio, en el eje Austria-Italia, alcanzaba 144,4 GWh/día, y Zeebrugge, en la interconexión Reino Unido-Bélgica, 72,6. Estos cuatro puntos suman alrededor de 1.102 GWh/día, y la ruta noruega por sí sola representa cerca del 37 %. Estos porcentajes son un cálculo sobre los puntos vigilados, no una cuota del mercado total.

El contraste con el este de la red es nítido. Mallnow (Polonia-Alemania, Yamal), VIP Waidhaus (Chequia-Alemania) y Baumgarten TAG (Eslovaquia-Austria) marcan cero, tanto en entrada como en salida, los días 30 y 31 de octubre. El expediente no explica estos flujos nulos. La constatación es, no obstante, clara: Europa no cuenta con estas rutas como complemento.

El 31 de octubre, una lectura que no debe sobreinterpretarse

Las cifras de la víspera no se prolongan. Emden cae a 77,6 GWh/día y Oberkappel (Austria-Alemania) pasa de 112,5 GWh/día en salida el día 30 a 22,6 el 31. Zevenaar (Países Bajos-Alemania) no tiene valor de entrada disponible. En Tarvisio, la entrada de 144,4 GWh/día del 30 de octubre se vuelve nula, con 17,2 GWh/día en salida. Una caída tan brusca sugiere más bien una jornada parcialmente publicada que un derrumbe físico, pero el expediente no permite decantarse. No puede extraerse ninguna tendencia de dos días.

Europa, comprador residual de un mercado mundial tensionado

El contexto explica por qué importa esta fragilidad. Desde el estallido de la guerra entre Estados Unidos e Irán en marzo, las rutas de aprovisionamiento mundiales se han redibujado. En el GLP, la cuota de los países del Golfo en las exportaciones mundiales se ha desplomado hasta el 11 %, mientras que la de Estados Unidos ha escalado hasta el 65 %. Asia ha absorbido la mayor parte de esos volúmenes estadounidenses, hasta el 75 % de sus importaciones de abril a octubre.

Consecuencia para Europa: en octubre, las importaciones de butano en la zona Ámsterdam-Róterdam-Amberes cayeron a 130.000 toneladas, un 34 % menos interanual. Europa solo recibió 105.000 toneladas, alrededor del 7 % de los envíos estadounidenses. El butano del noroeste europeo alcanzó los 1.125 $/t, su nivel más alto en treinta años. El GLP no es el gas de red, pero la mecánica es la misma: cuando la demanda asiática absorbe los cargamentos flexibles, Europa debe recurrir a sus aprovisionamientos más seguros.

Existe un alivio a más largo plazo. Las exportaciones de GNL del África subsahariana se proyectan en 98.000 millones de metros cúbicos en 2034, frente a 35,7 en 2024, esto es, un aumento de casi el 175 %. Este calendario no responde a las necesidades del invierno que viene.

La electricidad registra la tensión

Los precios medios day-ahead de octubre siguieron subiendo: 169,5 €/MWh en Alemania (+16,6 % intermensual), 166,6 en España (+16,3 %), 165,9 en Francia (+15,8 %) y 230,7 en Italia (+11,3 %). Suecia es la excepción, con 75,7 €/MWh (+0,4 %). El 30 de octubre, el desacople regional fue espectacular: 254,14 €/MWh en Suiza, 250,85 en Chequia, 250,56 en Dinamarca-1 y 211,19 en Portugal, frente a 77,51 en Finlandia.

El mecanismo propuesto es el siguiente: en los mercados donde las centrales de gas fijan el precio marginal, un aprovisionamiento gasista concentrado y sometido a la competencia mundial pesa sobre el precio mayorista. Esta lectura es una hipótesis de trabajo; el expediente no contiene precios del gas que permitan verificarla, y tampoco explica la ventaja de los mercados nórdicos.

Lo que matiza el panorama

Varios elementos impiden concluir con demasiada rapidez. El petróleo se distiende: el Brent se situaba en 93,65 $ el barril, tras un retroceso de más del 8 % en una sesión, y el mercado mundial volvió a un superávit de 1,4 millones de barriles diarios en octubre según JPMorgan. El tránsito por el estrecho de Ormuz estaría cerca de sus niveles de antes de la guerra, pero con un coste más elevado. El canal petrolero se normaliza, por tanto, más rápido que el canal electricidad-gas, y la mejora sigue pendiente de la seguridad marítima en la región.

Se añaden lagunas de datos: sin precios del gas, sin existencias, sin series largas sobre los flujos y con una única instantánea de dos días.

Una conclusión proporcionada

Lo que las cifras permiten afirmar: a finales de octubre, el gas entra en el noroeste de Europa por unos pocos puntos dominantes, las rutas orientales vigiladas están inactivas y los precios mayoristas de la electricidad han ganado entre un 11 y un 17 % en un mes en cuatro grandes mercados. Lo que los datos no permiten: establecer un vínculo causal medido entre estos fenómenos o anunciar una escasez invernal. El punto a vigilar es la estabilidad de la ruta noruega y de los hubs neerlandeses, pues el equilibrio actual descansa sobre su continuidad.

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