El CBAM de la UE tiene como objetivo fijar el precio de las emisiones de carbono de los bienes importados y disuadir a los productores europeos de invertir en lugares extranjeros menos regulados.

Este mes se lanzó la política CBAM de la UE , una abreviatura muy necesaria de Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera. Los funcionarios diseñaron la política comercial para poner un precio justo al carbono emitido durante la producción de bienes intensivos en carbono que ingresan a la Unión Europea. También esperan que fomente una producción industrial más limpia en países no pertenecientes a la UE.

 

La política se aplicará a una variedad de productos con alto contenido de carbono, incluidos cemento, hierro y acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno. La intención es proteger a los productores nacionales que deben cumplir con las regulaciones de emisiones ambientales de la UE de sufrir competencia desleal por parte de productores extranjeros que no están sujetos al mismo régimen. CBAM también tiene como objetivo disuadir a los productores de la UE de invertir en el extranjero en lugares menos regulados para evitar esos mismos costos, a menudo denominados "fugas de carbono".

 

El CBAM acaba de entrar en funcionamiento el 1 de octubre y entró en aplicación en su fase de transición. Actualmente, el primer período de presentación de informes para los importadores finaliza el 31 de enero de 2024. Mientras tanto, el Foro de Acción Estadounidense informa que el plan es comenzar a gravar las exportaciones estadounidenses en sectores intensivos en carbono en 2026.

 

Efectos sobre las cambiantes políticas comerciales de EE.UU.

 

¿Debería importarle a Estados Unidos lo que hace la UE a este respecto? Bueno, sí. En varios niveles, tiene relevancia tanto para los consumidores estadounidenses como para los nacionales. Aunque los planes pueden cambiar, sujeto a la administración que preside, Estados Unidos está considerando implementar su propio CBAM. Y por una vez, la medida cuenta con apoyo bipartidista. Dicho esto, aún no se ha concretado qué forma adoptaría un CBAM estadounidense. Aún así, de la misma manera que la política de la UE, cualquier CBAM permitiría a Estados Unidos imponer un precio en forma de derechos de importación, aranceles o impuestos al carbono emitido durante la producción de bienes en el país de origen.

 

Ambos bloques comerciales han buscado durante mucho tiempo limitar la penetración en el mercado de acero, aluminio y otros productos de bajo costo de sus mercados nacionales. Por ejemplo, el presidente Trump introdujo los aranceles de la sección 232 del 10% sobre el aluminio y del 25% sobre los productos de acero de casi todo el mundo. Luego cedió gradualmente a cambio de imponer cuotas de diversas fuentes. La administración Biden amplió ese proceso aún más, permitiendo que el comercio bilateral con grupos más grandes –como la UE– evitara los aranceles 232, sin dejar de mantener los volúmenes comerciales limitados por cuotas.

 

Preocupaciones por China y el medio ambiente acusan a CBAM

 

El principal objetivo de las restricciones tanto de la UE como de Estados Unidos a las importaciones de acero y aluminio siempre ha sido China y, en menor medida, otros actores asiáticos y de Europa del Este. Sin embargo, la justificación de las recientes medidas estadounidenses para imponer aranceles adicionales a las importaciones ha evolucionado con el tiempo. Bajo Trump, el impulso fue la seguridad nacional. Según la iniciativa de acero verde de Biden, el objetivo declarado era proteger el medio ambiente. En la versión actual, Estados Unidos afirma que simplemente quiere eliminar el exceso de capacidad global. Aún así, el objetivo ha sido principalmente China en todos los casos.

 

Todas estas iniciativas probablemente infringen las normas de la OMC y terminarían en litigio, pero un CBAM tiene la brillante y pulida imagen de ser ambientalmente responsable. ¿Y quién hoy en día puede discutir una justificación medioambiental? De hecho, los abogados de la UE han pasado años formulando su CBAM expresamente para evitar litigios en la OMC, por lo que lo más probable es que un CBAM estadounidense se vea muy similar.

 

Es importante señalar que una CBAM no es una política de “bajo impacto”. De hecho, el Foro Económico Mundial estima que “una quinta parte de las emisiones de carbono del mundo provienen de los sectores manufacturero y de producción”. De hecho, los formuladores de políticas en la UE y EE.UU. consideran que la reducción de las emisiones de carbono en los sectores manufactureros es un aspecto esencial y relativamente simple de sus objetivos de reducción de emisiones de carbono. Esto a pesar de que es muy probable que esos países no hayan alcanzado sus objetivos anteriores. Sin embargo, continúa aumentando la presión en las economías maduras para acelerar los acuerdos CBAM.

 

Por Stuart Burns.

El año pasado, Europa estuvo a punto de sufrir un colapso energético al agotarse los flujos de gas ruso y la mayor parte de Europa apostó por las energías renovables. 

En cierto modo, la apuesta por las energías renovables dio sus frutos. La generación de electricidad solar y eólica en Europa alcanzó un récord en 2022. De hecho, por primera vez en la historia, la eólica y la solar juntas produjeron más electricidad que las centrales de gas natural.

Sólo hubo un problema. El descenso de la producción hidroeléctrica y nuclear anuló con creces la importancia de esa producción récord.

 

Las sequías fueron graves en Europa el año pasado. Amenazaron importantes rutas comerciales como el Rin en Alemania y el Po en Italia, y también provocaron graves descensos de la producción hidroeléctrica. En España, por ejemplo, la producción hidroeléctrica se redujo casi a la mitad debido a las sequías. Todo esto podría repetirse también este año.

 

Mientras tanto, a la energía nuclear tampoco le iba muy bien. Francia descubrió de repente que años de escasa inversión en mantenimiento tendrían consecuencias: paradas de emergencia de los reactores para reparaciones y mantenimiento.

 

Los problemas costaron a EDF unas enormes pérdidas anuales de 19.000 millones de dólares, ya que la mitad de sus reactores tuvieron que pararse por mantenimiento. La mayoría culpó a la pandemia, pero expertos nucleares como Mark Nelson vieron las raíces del problema mucho más atrás, cuando Francia decidió apostar por las renovables en lugar de la energía nuclear.

 

A pesar de todos estos problemas, en octubre la revista PV Magazine escribió un alegre artículo sobre cómo la eólica y la solar habían compensado la menor producción de las centrales hidroeléctricas y nucleares. La eólica y la solar, decía el artículo, representaron el 24% de la generación eléctrica europea entre marzo y septiembre, mientras que, al mismo tiempo, la producción hidráulica cayó un 21% y la nuclear un 19%.

 

Eso podría haber sido así en 2022, pero este año las cosas son diferentes. Al parecer, la eólica y la solar siguen produciendo electricidad a un ritmo récord, pero los descensos de la producción hidroeléctrica y nuclear son tan graves que están contrarrestando con creces esas tasas de producción récord, según informaba Gavin Maguire de Reuters en una columna reciente.

 

Maguire señaló que Europa consiguió aumentar su capacidad de energía eólica y solar en un 9% el año pasado, hasta 57,29 GW, lo que supuso un récord. Al mismo tiempo, sin embargo, los problemas de la hidráulica y la nuclear arrastraron a la baja la generación total de electricidad y siguen haciéndolo.

En el primer trimestre, la generación eléctrica europea se situó en 1.213 terrawatios-hora, un 6,4% menos que la producción del primer trimestre de 2023. Así lo indica la organización de defensa del cambio climático Ember. Según Maguire, esto no es necesariamente alarmante en sí mismo. El año pasado por estas fechas, Europa salía de una pandemia y la demanda se disparaba.

 

El columnista de Reuters señaló que los problemas podrían surgir a finales de año, cuando la actividad empresarial en todo el continente empiece a recuperarse tras la crisis energética del año pasado. Y la mayor parte del gas ruso que estaba disponible el año pasado ya no es una opción.

 

La energía nuclear francesa es una importante fuente de esperanza, pero aún pasará un tiempo antes de que se recupere la producción. En estos momentos, las centrales nucleares francesas producen un 17,5% menos que la media prevista para 2020 y 2021. Esta cifra es inferior al 23% del año pasado, por lo que hay cierto progreso, y eso es una buena señal.

 

La hidroeléctrica es más complicada porque, aunque en menor medida que la eólica y la solar, depende de las condiciones meteorológicas. Con el suave invierno europeo, en el que ha nevado mucho menos de lo habitual, no es descartable que se repita la sequía del año pasado. De hecho, es una posibilidad clara.

 

Esto significa que Europa tendrá que importar mucho más GNL de su nuevo proveedor principal, Estados Unidos. A algunos les preocupa que la UE esté construyendo demasiadas infraestructuras de importación de GNL que se convertirían en activos inmovilizados en poco tiempo, pero ahora mismo, esos activos parecen vitales para la supervivencia energética del bloque.

 

Por Irina Slav para Oilprice.com

La Unión Europea está en camino de llenar sus instalaciones de almacenamiento de gas natural antes de lo previsto, ha pronosticado Rystad Energy.

“Teniendo en cuenta la demanda histórica y suponiendo diferentes escenarios de suministro, las instalaciones de almacenamiento podrían incluso estar llenas antes del invierno de este año, lo que provocaría que los flujos de gas deban desviarse a otros lugares”, dijo el analista senior Lu Ming Pang, citado por The National .

La UE comenzó a llenar su almacenamiento de gas a principios de este año, pero últimamente las adiciones se han ralentizado, informó John Kemp de Reuters a principios de este mes, ya que los precios bajos estimulan una mayor demanda de los consumidores industriales.

 

Kemp señaló que los niveles de gas almacenado a principios de junio eran un 48 % más altos que el promedio de diez años para esa época del año, después de que los niveles de almacenamiento alcanzaran dos tercios de la capacidad a fines de mayo.

 

Sin embargo, al principio había más gas almacenado debido al invierno suave del año pasado y una demanda de gas significativamente menor debido a los precios excesivos.

 

Según Rystad Energy, el 25 de junio, el almacenamiento de gas europeo estaba lleno en un 76 %, en comparación con el 56 % del año anterior. La Unión Europea tiene como objetivo un nivel de llenado del 90% para el 1 de noviembre.

 

Mientras tanto, los precios han ido en aumento durante la mayor parte de este mes, principalmente debido a las interrupciones de la producción en Noruega debido al mantenimiento de los campos. En lo que va de mes, los precios del gas en la UE han sumado un 38%, señaló The National.

Esta semana, los precios de referencia subieron aún más, alcanzando los 3.575 dólares por megavatio-hora, ya que las previsiones meteorológicas sugieren que la mayor parte del noroeste de Europa, los mayores consumidores de gas, experimentarán un comienzo del verano más caluroso de lo habitual, que continuará al menos hasta mediados de julio.

 

Sin embargo, la demanda general de gas en Europa sigue siendo moderada en comparación con el promedio de cinco años, ya que las economías se ralentizan y las industrias no han cambiado al gas a pesar de los precios mucho más bajos en comparación con los récords observados el verano pasado.

 

“La ola de calor aumentará el consumo de electricidad esta semana, pero la demanda de energía de Europa sigue siendo moderada en 2023, a pesar de los precios más bajos”, escribieron los analistas de BloombergNEF en una nota a  principios  de esta semana.

 

Por Irina Slav para Oilprice.com

El Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM) de la UE, comúnmente conocido como “impuesto en frontera de carbono”, comenzó el 1 de octubre en la primera fase de transición para las importaciones de varios grupos de productos intensivos en carbono a la Unión Europea.     

La primera fase de la legislación de la UE sobre fijación de precios de las importaciones de carbono no impondrá gravámenes a los productos; estos  se aplicarán a partir de 2026 . 

Sin embargo, a los importadores de hierro y acero, cemento, aluminio, fertilizantes, hidrógeno y electricidad en la UE se les pedirá, a partir de ahora, que informen sobre el volumen de sus importaciones y las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) derivadas de su producción. aunque no pagarán ningún ajuste financiero en esta etapa.  

 

Cómo funciona

 

A partir de 2026, los importadores de la UE y los exportadores de fuera de la UE tendrán que pagar un impuesto sobre las emisiones vinculadas a los productos, como lo hacen actualmente los fabricantes europeos en el marco del Sistema de Comercio de Emisiones de la UE.  

 

El impuesto fronterizo sobre el carbono es parte del objetivo de reducción de emisiones de la UE de reducir las emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55% para 2030, en comparación con los niveles de 1990. El impuesto fronterizo al carbono también tendrá un doble propósito, según la UE: mantener la competitividad industrial europea y alentar a otros países a adoptar políticas más ecológicas y una descarbonización de las industrias más rápida. 

 

"CBAM es una medida compatible con la OMC que alienta a la industria global a adoptar tecnologías más ecológicas y sostenibles", dice la Comisión Europea. 

 

Las importaciones podrían estar al menos parcialmente exentas de impuestos cuando el impuesto entre en vigor en 2026 si el país de origen tiene un sistema de comercio de emisiones u otras políticas de carbono similares a las de la UE. 

 

¿Qué cambiará?

 

Se espera que el impuesto fronterizo al carbono de la UE eleve los precios de los materiales y al consumidor, cargue a los importadores y exportadores de la UE con informes y trámites burocráticos adicionales y potencialmente cambie los flujos comerciales globales de metales y otros materiales, dicen los analistas. 

 

Varios socios comerciales de la UE ya han criticado el bloque de proteccionismo verde. Estados Unidos, China, India, Brasil, Sudáfrica y varios otros países han expresado su preocupación de que las nuevas reglas compliquen aún más el comercio y aumenten los costos de exportación para los fabricantes no pertenecientes a la UE, escribieron los estrategas de ING Warren Patterson y Ewa Manthey en un informe  anterior  . este año.   

 

"El primer y más obvio impacto de la implementación del CBAM es que los consumidores europeos enfrentarán precios más altos", dijeron, y agregaron que las obligaciones de presentación de informes relacionadas con el CBAM también aumentarán los costos, que probablemente también se trasladarán a los consumidores.

El impacto financiero del impuesto fronterizo al carbono podría ser significativo para las importaciones de la UE,  estimó  el año pasado Boston Consulting Group. 

 

Según un análisis de BCG, para 2032, el coste del hierro y el acero importados a la UE desde EE.UU. y el Reino Unido podría aumentar un 6%, desde Turquía un 10%, desde Corea del Sur un 12%, desde China un 17% y de la India en un enorme 32%. 

 

“El impacto posterior podría recaer con mayor fuerza en los sectores de automoción, construcción, embalaje y electrodomésticos de consumo, los mayores usuarios de productos CBAM. Por ejemplo, una empresa de construcción de la UE que importe 100 toneladas métricas de acero indio pagaría costes CBAM de 24.600 euros, o el 32% del precio actual”, dijo BCG.  

 

Por ejemplo, la posición de la India como productor líder de aluminio de bajo costo podría verse  gravemente socavada  debido a su mayor intensidad de emisiones en comparación con sus homólogos europeos. Si no se implementan pronto medidas de sostenibilidad y reducción de emisiones, las exportaciones indias a la UE serán mucho más caras.

 

"Es probable que los productores de bajas emisiones aumenten su participación en las exportaciones a la UE, dada la menor carga CBAM que enfrentarían, mientras que los mayores emisores de carbono probablemente buscarán mercados donde su alta intensidad de emisiones no se vea penalizada", dijo ING. 

 

Las empresas enfrentan costos administrativos 

 

Se espera que el impuesto fronterizo haga subir los precios de los bienes y conduzca a cambios en las opciones de compra, dijo en una  investigación  la semana pasada The Conference Board, un grupo de expertos global y una asociación de miembros empresariales. 

 

No sólo los consumidores se enfrentarán a precios más altos. Las empresas se verán cargadas adicionalmente por los costos administrativos de los informes y la verificación de emisiones, costos que luego podrían traspasar a los consumidores. El sistema aduanero de la UE también se enfrenta a burocracia y controles adicionales, según The Conference Board. 

 

Los miembros europeos de The Conference Board fueron encuestados sobre cómo esperan que el impuesto fronterizo al carbono afecte a sus empresas. Un total del 83% de los encuestados (principalmente altos ejecutivos de adquisiciones y sostenibilidad) espera que los precios aumenten, y el 75% espera que CBAM influya en sus decisiones de compra en el futuro.  

 

Según el grupo de expertos, los intentos actuales de aliviar la carga administrativa probablemente no serán suficientes. 

 

"Sin una acción rápida para abordar los problemas administrativos que los importadores comenzarán a enfrentar a partir de la próxima semana, existe el riesgo de que CBAM actúe como un lastre para la economía europea", dijo la semana pasada Anuj Saush, líder del Centro Europeo ESG de The Conference Board. , antes del inicio el 1 de octubre de la fase transitoria y no punitiva del impuesto fronterizo al carbono. 

 

Los próximos meses y años mostrarán si el impuesto al carbono de la UE afectará a las economías europeas y si el nuevo mecanismo actuará como impulsor de políticas aceleradas de reducción de emisiones y sostenibilidad en industrias de países no pertenecientes a la UE.  

 

Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

La Unión Europea no logró ponerse de acuerdo sobre las reformas propuestas a su mercado energético después de una propuesta de último minuto del presidente rotativo Suecia sobre la extensión del apoyo estatal a la energía del carbón.

El resultado de la reunión del lunes era esperado ya que los miembros de la UE tienen actitudes marcadamente diferentes hacia el carbón y su importancia en las combinaciones energéticas nacionales.

 

"Para algunos de nosotros, la seguridad significa mercados de capacidad", dijo la ministra de Energía de Polonia, Anna Moskwa, citada por Reuters.

 

Polonia genera alrededor del 70% de su electricidad a partir del carbón. También está aumentando la capacidad de generación nuclear para diversificarse.

 

Sin embargo, la UE también tenía diferencias en el apoyo estatal a la energía eólica, solar y nuclear, informó Reuters. Algunos países, entre ellos Alemania, los Países Bajos y Austria, se opusieron a la idea de ofrecer contratos de precio fijo no solo a los generadores de energía eólica y solar, sino también a los generadores de energía nuclear y de otro tipo.

 

Francia, por otro lado, está muy a favor de esta idea, que era de esperar dada su enorme capacidad nuclear, que genera alrededor de dos tercios de su electricidad.

 

"Esto podría llevar a distorsiones del mercado, ya que grandes partes de los mercados podrían volverse inflexibles, y también a una distorsión de la igualdad de condiciones con respecto a los precios en Europa", dijo el ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck.

Por otro lado, la restricción de los contratos de precio fijo solo a ciertos generadores de energía "pone en peligro el objetivo de seguridad del suministro y de proteger a los consumidores", dijo la ministra de Energía francesa, Agnes Pannier-Runacher.

 

La reforma del mercado eléctrico de la UE tiene como objetivo disociar el precio de la electricidad en toda la Unión Europea del precio del gas natural y, en cambio, vincularlo al precio de la electricidad generada por instalaciones eólicas y solares.

 

La idea es fijar los precios a largo plazo bajo acuerdos de compra de energía con empresas y los llamados contratos por diferencia con el gobierno para evitar el aumento que los europeos vieron el año pasado.

 

Por Irina Slav para Oilprice.com

Mientras la Unión Europea está considerando formas de endurecer la aplicación de sanciones a las exportaciones de petróleo de Rusia, se podría pedir a Dinamarca que detenga y revise la documentación de los petroleros que transportan crudo ruso a través del estrecho danés.  

Actualmente, la UE está  reflexionando sobre formas  de imponer controles más estrictos a los envíos de petróleo crudo ruso, casi todo el cual se cotiza ahora por encima del precio máximo de 60 dólares por barril establecido por el G7 y la UE a finales del año pasado. 

 

Según el mecanismo de tope de precios, los envíos de petróleo crudo ruso a terceros países pueden utilizar seguros y financiación occidentales sólo si los cargamentos se venden al límite máximo de 60 dólares por barril o por debajo de él. La medida entró en vigor a finales de 2022 cuando la UE impuso un embargo a las importaciones de petróleo crudo ruso.   

 

“Casi nada” del petróleo ruso se vende por debajo del precio máximo 

 

En las últimas semanas, funcionarios estadounidenses y de la UE están cada vez más preocupados de que Rusia esté vendiendo casi todo su crudo por encima del precio máximo.  

 

"Casi ninguno" de los envíos de crudo de Rusia en octubre se realizó por debajo del límite de 60 dólares por barril, dijo un alto funcionario del gobierno de la UE al  Financial Times  a principios de esta semana. 

 

"Los últimos datos demuestran que vamos a tener que endurecernos", dijo el funcionario. 

 

"No hay absolutamente ningún deseo de permitir que Rusia siga haciendo esto".    

 

Según se informa, Estados Unidos también está trabajando para seguir tomando medidas drásticas contra la evasión de los límites de precios.

 

El Departamento del Tesoro de Estados Unidos ha solicitado información a las empresas de gestión de buques sobre 100 petroleros sospechosos de violar las sanciones al petróleo ruso,  informó Reuters  a principios de esta semana, citando una fuente que vio los avisos enviados por el Tesoro. Según la fuente, los petroleros bajo investigación cargaron crudo ruso desde el puerto de Kozmino, en el Lejano Oriente, y desde el puerto de Primorsk, en el Mar Báltico. 

 

Rusia, por su parte, afirma que seguirá  adaptándose  a las sanciones petroleras. 

 

Rusia se está adaptando a las sanciones cada vez más estrictas de Estados Unidos sobre el comercio con petróleo ruso y está actuando de acuerdo con sus propios intereses, dijo  esta  semana el portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov, al comentar los informes de que Estados Unidos estaba estudiando la posibilidad de castigar a más buques que infrinjan el límite de precios del G7. sobre el crudo ruso. 

 

"Por supuesto, entendemos que las autoridades estadounidenses continúan presionando para que se apliquen más sanciones de una forma u otra", dijo el portavoz del Kremlin. 

"Pero nos adaptamos a estas condiciones y actuamos de la manera que mejor se adapte a nuestros intereses". 

 

¿Dinamarca inspeccionará los cargamentos de petróleo ruso? 

 

 Como parte de una aplicación de sanciones más duras a los evasores del límite de precios, se podría encargar a Dinamarca la tarea de inspeccionar los cargamentos que transportan petróleo ruso y pasan por el Estrecho danés, dijeron esta semana  al Financial Times tres fuentes con conocimiento de las conversaciones en Bruselas. 

 

Las exportaciones de petróleo de Rusia desde sus puertos occidentales en el Mar Báltico representan alrededor del 60% de todos sus envíos de petróleo y todos ellos tienen que cruzar el estrecho danés en ruta hacia el Atlántico. 

 

Se podría pedir a Dinamarca que inspeccione los petroleros que carecen de seguro occidental en el estrecho, según las regulaciones que permiten inspecciones de petroleros que podrían representar derrames de petróleo y amenazas ambientales, según fuentes del FT. 

 

Dinamarca sólo verifica la documentación o inspecciona los buques cisterna en el estrecho si representan una amenaza para la seguridad en el mar, dijo al Financial Times un portavoz del comando de defensa danés.  

 

Los motivos de "seguridad en el mar" para los controles podrían aplicarse fácilmente en el caso de Rusia porque Moscú ha aumentado significativamente su dependencia de la llamada "flota en la sombra" de viejos petroleros decrépitos sin seguro occidental para enviar su petróleo a mercados fuera de Europa. 

 

Sin embargo, expertos en derecho marítimo han dicho  a Reuters  que detener a los buques comerciales en el estrecho violaría las reglas del mar y del tráfico marítimo. 

 

“Dinamarca nunca antes había hecho algo así. Bloquear el tráfico comercial en el estrecho danés sería casi una declaración de guerra”, dijo a Reuters el analista de defensa independiente Hans Peter Michaelsen. 

 

Además, los diplomáticos de la UE dijeron a la agencia de noticias que la propuesta de la Comisión Europea para el próximo paquete de sanciones no incluye atacar a los petroleros rusos. 

 

Se espera que el duodécimo paquete de sanciones sea discutido por los estados miembros de la UE el viernes e incluye una aplicación más estricta del límite de precios del petróleo ruso y la prohibición de las importaciones de diamantes y gas licuado de petróleo de Rusia, dijeron diplomáticos de la UE a Reuters el  miércoles  .

 

Un acuerdo sobre el último paquete de sanciones requiere la aprobación unánime de los 27 estados miembros de la UE y aún faltan semanas. 

 

Independientemente de si se pediría a Dinamarca que controlara y potencialmente bloqueara los petroleros que transportan petróleo ruso desde los puertos del Báltico a los mercados internacionales, Occidente parece decidido a no permitir que Rusia siga eludiendo el límite de precios.  

 

"Las discusiones parecen centrarse en hacer la vida más complicada para Rusia y los compradores de su petróleo", dijo al FT Henning Gloystein de Eurasia Group.  

 

Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

La baja demanda de gas natural ha enviado los precios de referencia del gas de Europa hacia una sexta pérdida semanal consecutiva, la racha más larga de pérdidas semanales desde 2020. 

Los futuros del próximo mes en el hub TTF, el punto de referencia para el comercio de gas en Europa, cayeron un 3,7% a $36,80 ( 33,80 euros ) por megavatio-hora (MWh) a las 12:27 p. m. GMT del viernes.   

La menor demanda de energía en medio de un clima templado de primavera en la mayor parte de Europa está deprimiendo los precios del gas, mientras que los cómodos inventarios de gas aún no han generado prisa por llenar los sitios de almacenamiento antes del próximo invierno.

 

A partir del 10 de mayo, los sitios de almacenamiento en toda la UE estaban llenos en un 62,48 %, según  datos  de Gas Infrastructure Europe.

 

Los precios más bajos del gas han comenzado a conducir a un mayor cambio de carbón a gas, pero la demanda, sin embargo, se silencia con el bajo consumo de los hogares.

 

Los precios de referencia del gas en Europa se han reducido a la mitad desde principios de año y ahora son solo una décima parte del récord de más de $ 326 (300 euros) por MWh de agosto de 2022.

 

Los precios al contado del GNL para entrega al norte de Asia en junio también se han desplomado en las últimas semanas y bajaron por tercera semana consecutiva el viernes, en medio de una demanda débil y altos inventarios en importadores asiáticos clave. Los precios en Asia, a 10,50 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) esta semana, se desplomaron un 4,5% respecto a la semana anterior, según estimaciones de fuentes de la industria citadas por Reuters . Los precios al contado del GNL en Asia ahora son los más bajos desde finales de mayo de 2021.

A pesar de la actual pausa en la demanda y los precios del gas natural en Europa y Asia, los gobiernos y la industria advierten que Europa no debe ser complaciente y que la crisis energética aún no ha terminado.

 

La crisis energética aún no ha terminado , y la situación del suministro de energía en Europa podría deteriorarse a finales de este año, dijo esta semana una de las principales empresas de servicios públicos de Alemania, E.On.

 

Por Julianne Geiger para Oilprice.com

Los precios de referencia del gas natural de Europa extendieron las pérdidas de la semana pasada para caer casi un 3% al mediodía en Europa el lunes después de un prolongado período de mantenimiento en una ruta clave de suministro de gas noruego que terminó este fin de semana.

Los futuros del mes anterior en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas de Europa, se negociaron a $ 28.32 (25.22 euros) por megavatio-hora (MWh) a las 11:57 a.m. GMT del lunes, un 2.84% menos en el día.

La semana pasada, los precios del gas de Europa registraron su mayor pérdida semanal para este año, 22%, ya que el suministro de gas noruego aumentó tras el final del mantenimiento regular en el gigantesco campo de gas Troll y varias otras plantas de procesamiento de gas en Noruega.

 

Durante el mes pasado, el mantenimiento en algunas instalaciones tuvo que extenderse más allá de la fecha de finalización original, lo que causó volatilidad en el mercado del gas debido a la incertidumbre sobre el suministro noruego.

 

Pero los trabajos de mantenimiento en la planta de procesamiento de gas de Nyhamna terminaron el sábado según lo planeado después de que el trabajo tomó más de un mes más de lo que se pensaba originalmente.

 

Como resultado, las exportaciones de gas de Noruega aumentaron el lunes en 60 millones de metros cúbicos por día (mcm / d) a 318 mcm / d, según datos de Refinitiv Eikon citados por Reuters.

 

Noruega es ahora el mayor proveedor de gas de Europa después de que Rusia cortara el suministro de gasoductos a la mayoría de sus clientes de la UE después de la invasión de Ucrania.

El retorno al suministro regular de gas noruego al Reino Unido y Europa continental ha calmado el mercado de futuros de gas en los últimos días, a pesar de la prolongada ola de calor en el sur y centro de Europa con temperaturas por encima de los niveles normales y alcanzando niveles récord.

 

A pesar de la mayor demanda de refrigeración, la demanda de gas natural en Europa sigue siendo moderada, también debido a una demanda más débil de actividades industriales.

 

Las reservas también son elevadas, dando más confianza a los gobiernos antes del invierno. A partir del 15 de julio, los sitios de almacenamiento de gas en toda la UE estaban llenos en un 80%, según datos de Gas Infrastructure Europe.

 

Por Charles Kennedy para Oilprice.com

Europa ha logrado reducir  el consumo de gas natural  por encima de los objetivos establecidos el verano pasado, pero es posible que tenga que reducir mucho más la demanda este año y en los próximos años para compensar la falta de suministro de gas por gasoducto ruso, evitar la escasez y equilibrar el mercado de gases.   

Frente al bajo suministro ruso y, para muchos países de la UE, cero suministros de Rusia, Europa compensó la disminución en 2022 al reducir el consumo en 57 bcm, dijo McKinsey & Company en un análisis  esta  semana. 

Con más reducciones de la demanda y nuevas fuentes de suministro de gas natural, Europa podría mantener el equilibrio durante los próximos años, estiman los analistas de McKinsey. 

 

“Sin embargo, varios factores podrían crear un escenario de bajo suministro y Europa tendría que reducir su consumo desde los niveles de 2022 en otros 55 bcm en 2023 para estabilizar el mercado”, según la consultora. 

 

Los impulsores que podrían conducir a un menor suministro a Europa incluyen un aumento en la demanda asiática de GNL después de un deslucido 2022, una interrupción total del pequeño gasoducto ruso que aún fluye a Europa y un invierno normal en comparación con el invierno más suave de lo habitual de 2022/2023. 

 

“En los próximos años, es posible que Europa deba mantener e intensificar los esfuerzos para reducir la demanda de gas para gestionar el impacto en el suministro de la guerra en curso en Ucrania, lo que puede requerir un conjunto de acciones difíciles, pero factibles”, escribieron los analistas de McKinsey. 

 

“Sin embargo, aunque se espera que el suministro y la demanda de energía de Europa se equilibren, todavía existe incertidumbre, ya que los precios volátiles y las interrupciones del suministro representan un riesgo para todos los sectores de la economía, y es posible que Europa deba prepararse para sortear estos riesgos”. 

 

Entre agosto de 2022 y marzo de 2023, la UE superó su objetivo de reducción del consumo de gas, según  mostraron los datos de Eurostat  la semana pasada. 

 

El consumo de gas natural de la UE se redujo un 17,7 % en el período de agosto de 2022 a marzo de 2023, en comparación con el consumo medio de gas de los mismos meses entre 2017 y 2022. El ahorro fue superior al objetivo del 15 % fijado el verano pasado. 

 

Solo este año, el consumo ha estado constantemente por debajo del promedio 2017-2022 de los meses respectivos, con una reducción de la demanda del 19% en enero, 14,7% en febrero y 17,1% en marzo, según datos de Eurostat. 

Los esfuerzos conscientes para reducir la demanda, un invierno más suave y la destrucción de la demanda en la industria han ayudado a Europa a evitar una gran escasez de gas que los gobiernos temían antes del invierno. 

 

En el futuro, Europa debe continuar con las medidas de ahorro de gasolina porque la demanda en Asia podría aumentar y el invierno de 2023/2024 puede no ser tan suave como el que acaba de terminar. 

 

El almacenamiento de gas de la UE estaba lleno en un 58 % el 24 de abril y ha ido en aumento en las últimas semanas, según  datos  de Gas Infrastructure Europe. 

 

El clima invernal más cálido y la demanda moderada de GNL de Asia ayudaron a Europa a llenar los sitios de almacenamiento a niveles adecuados antes de la temporada de calefacción 2022/2023 y terminar esa temporada con inventarios muy por encima de los promedios históricos.

 

La UE  acaba de lanzar  un proceso único para que las empresas europeas registren sus necesidades de compra de gas a través del mecanismo AggregateEU ​​para prepararse para las compras conjuntas de gas a nivel de la UE, con los primeros acuerdos de compra esperados antes del verano. 

 

“Este es un hito clave para que la UE se prepare para el próximo invierno recargando su almacenamiento de gas de manera coordinada y oportuna, utilizando su poder de mercado colectivo para negociar mejores precios con proveedores internacionales”, dijo la Comisión Europea el martes. 

 

Asia está ayudando a Europa en lo que va del año. La demanda asiática continúa siendo débil a pesar de los precios al contado más bajos del GNL, que  continúan rondando  los mínimos de dos años. 

 

Sin embargo, no hay garantías de que la demanda asiática se mantenga baja durante el verano y antes de la próxima temporada de calefacción de invierno. Con la reapertura de China, la demanda de gas y GNL podría recuperarse, aumentando la competencia entre Asia y Europa por el suministro al contado, dicen los analistas.  

 

Como los temores de una crisis de gas no se materializaron el invierno pasado, lo que hizo bajar los precios del gas natural en Europa, Europa no debería contar con otro invierno más cálido de lo habitual y menos competencia de Asia mientras se prepara para el invierno de 2023/2024. En un mercado con una competencia más fuerte de Asia para el suministro de GNL, los precios actuales del gas en Europa  pueden no ser suficientes  para seguir atrayendo cargas al contado.   

 

Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 

Paolo Scaroni ha sido criticado por inversionistas extranjeros, incluso por el manejo de la crisis energética por parte de la UE y sus sanciones contra el Kremlin.

Un fondo petrolero noruego votará en contra del nombramiento de Paolo Scaroni en la junta de accionistas de la próxima semana y apoyará a Marco Mazzucchelli, presentado por Londres.

 

El fondo anunció que rechazará la candidatura de Roma a la presidencia de Enel, en un desaire público al Gobierno de Giorgia Meloni antes de la junta de accionistas de la eléctrica estatal.

 

El mayor fondo soberano del mundo, que posee una participación de 2,2% en Enel, dijo que votaría en contra de Paolo Scaroni en la junta general del próximo 10 de mayo. En su lugar, apoyará a Marco Mazzucchelli, el candidato presentado por el fondo de cobertura con sede en Londres, Covalis.

 

La pelea es un acto simbólico de desafío, ya que el estado italiano es el mayor accionista de Enel con una participación de 23%, lo que significa que el nombramiento de Scaroni probablemente pasará. Pero es poco común que el fondo estatal noruego, normalmente conservador, respalde públicamente a un activista sobre la gestión de una empresa, y en particular sobre una propuesta del gobierno.

 

Quién es Paolo Scaroni

El hombre de 76 años es un aliado cercano del ex primer ministro Silvio Berlusconi y es un elemento fijo de la vida empresarial italiana. Como director ejecutivo de Eni durante nueve años, ha sido fundamental en la expansión del grupo petrolero en Rusia.

 

Scaroni sido criticado por inversionistas extranjeros, incluso por criticar el manejo de la crisis energética por parte de la UE y sus sanciones contra el Kremlin. En septiembre dijo que las restricciones beneficiarían a los grandes exportadores de petróleo “como Noruega y Estados Unidos, lo que me hierve la sangre”. Además, fue presidente ejecutivo de Enel hace dos décadas.

 

El "tóxico" proceso

El mes pasado, Covalis, que tiene una participación de 1% en Enel y está dirigida por Zach Mecelis, nacido en Lituania, presentó una lista alternativa de candidatos para la junta directiva de Enel, diciendo que "el proceso de selección carecía de transparencia".

 

Mecelis dijo que quería que terminara el proceso “tóxico” porque entorpecía la valoración bursátil de la empresa. “Los accionistas deberían poder elegir. Es una cuestión de gobernabilidad y transparencia”, agregó. Los asesores proxy Glass Lewis y Frontis también respaldaron el fondo de cobertura. Mazzucchelli estaba mejor ubicado que Scaroni para contrarrestar la influencia del director ejecutivo en el directorio, dijo Glass Lewis.

 

Mondrian Investment Partners, que posee una participación de 1,7% en Enel, también respaldó a Covalis y dijo que estaba "preocupado" por las elecciones de Roma y "decepcionado" por la falta de transparencia. El fondo noruego también respaldará una lista alternativa de directores, aunque no la de Covalis. Decidió ponerse del lado de los miembros de la junta presentados por Assogestioni, el organismo comercial de la industria de fondos nacional. En Italia, los accionistas minoritarios obtienen tres puestos en el directorio de nueve.

 

El asesor de representación ISS, que dijo que algunos de los candidatos a directores propuestos “carecían de habilidades y experiencia relevantes”, también aconsejó a los accionistas que respaldaran la lista de Assogestioni. El candidato a director ejecutivo respaldado por el estado es Flavio Cattaneo, vicepresidente del operador ferroviario de alta velocidad Italo y exjefe del operador de red Terna y del grupo de telecomunicaciones Telecom Italia.

 

Covalis, que no propuso un director ejecutivo, sugirió que podría elegir uno diferente si su resolución gana la próxima semana. Impulsó la especulación sobre si el jefe saliente, Francesco Starace, podría quedarse más tiempo. Starace, quien se ha desempeñado como jefe de Enel desde 2014, reiteró el jueves que no estaba disponible para cumplir otro mandato.

 

Por Diario Financiero para LaRepública.