La Unión Europea (UE) acordó reducir el consumo de gas para ser menos dependiente de Rusia, que un día antes anunció un nuevo recorte de los suministros hacia Europa. El documento aprobado prevé que cada país haga “todo lo posible” para reducir en al menos 15 por ciento el consumo de gas entre agosto de 2022 y marzo de 2023, respecto a la media de los últimos cinco años del mismo periodo.
En caso de “riesgo grave de penuria”, un mecanismo hará obligatoria esa reducción, pero el objetivo será adaptado a las realidades de cada país a través de una serie de exenciones.
“¡No era una misión imposible! Los ministros [de Energía de los 27 Estados miembros] llegaron a un acuerdo político sobre la reducción de la demanda de gas para el próximo invierno”, destacó en Twitter la presidencia checa, que ejerce la presidencia rotatoria del Consejo de la UE.
Mientras que la presidenta de la Comisión Europea (CE), Ursula von der Leyen, apuntó: “Este compromiso colectivo es muy significativo y nos ayudará a reponer las existencias antes del invierno”. De los 27 Estados miembros, Hungría es el único país que votó en contra del plan, al que el canciller húngaro, Peter Szijjarto, tachó de “inaplicable y perjudicial”.
“Desde nuestro punto de vista, los tratados de la UE estipulan de forma clara que la elaboración del balance energético de los Estados miembros es una competencia nacional, lo que significa que sólo un Estado miembro puede decidir cuánta energía utiliza para sus propias actividades. La seguridad del suministro energético también es una competencia nacional, la responsabilidad de esto no recae en la CE”, argumentó Szijjarto ante periodistas.
El lunes, la compañía estatal rusa Gazprom anunció que reducirá a partir del miércoles los suministros de gas a Europa por el gasoducto Nord Stream a 33 millones de metros cúbicos diarios. Esta cifra supone alrededor de 20 por ciento de la capacidad del gasoducto. AFP
La empresa de gas rusa Gazprom informó que a partir de mañana miércoles reducirá a la mitad el suministro actual a través del gasoducto Nord Stream 1 aludiendo a la revisión de una nueva turbina, como ya pasó hace semanas.
El gasoducto actualmente opera a 40 por ciento de su capacidad, con lo que a partir del miércoles se reducirá a 20 por ciento, lo que supone unos 33 millones de metros cúbicos de gas por día.
El Ministerio de Economía alemán respondió que Gazprom no tiene “ninguna razón técnica” para recortar las entregas de gas ruso hacia Europa a través del Nord Stream. “Según nuestras informaciones, no hay ninguna razón técnica para reducir las entregas”, afirmó una portavoz del ministerio a la AFP.
A mediados de junio, Rusia redujo 60 por ciento el suministro a través del gasoducto submarino Nord Stream 1, debido a las sanciones que impedían a una filial canadiense de Siemens Energy devolver a Gazprom una turbina para sus plantas de bombeo. La turbina, imprescindible para el bombeo del gas a Alemania, ya salió de Canadá y ahora está en camino hacia Rusia, mediante Alemania y Finlandia.
Mantenimiento de rutina
El 11 de julio, la tubería se sometió a un mantenimiento rutinario y el día 21 reanudó las operaciones a 40 por ciento de su capacidad nominal de hasta 170 millones de metros cúbicos al día. El presidente ruso, Vladimir Putin, ya había advertido que si su país no recibía la turbina, el gasoducto funcionaría a 20 por ciento de su capacidad a partir de esta semana debido a la necesidad de mantenimiento de una segunda turbina.
“Hay dos máquinas en funcionamiento, que bombean 60 millones de metros cúbicos al día… Si no se devuelve una, habrá otra, que es de 30 millones de metros cúbicos”, expuso Putin la semana pasada.
El nuevo golpe al suministro se produce en un momento de alta tensión en el que Rusia y Occidente intercambian golpes económicos en respuesta a las acciones de Moscú en Ucrania.
Los políticos europeos han advertido en repetidas ocasiones que Rusia podría cortar los flujos de gas este invierno, una medida que empujaría a Alemania a la recesión y provocaría un aumento de los precios para los consumidores que ya están lidiando con las tarifas más altas de los alimentos y la energía.
La semana pasada, Alemania se vio obligada a rescatar a Uniper, su mayor empresa importadora de gas de Rusia.
En conferencia de prensa, Mario Mehren, director general de Wintershall Dea, describió la situación del mercado energético como «extremadamente tensa». Asimismo, detalló que la compañía trabaja para ofrecer lo que las sociedades y las economías necesitan: un suministro energético asequible y cada vez más limpio; mientras tanto, refuerza su cartera e invierte en soluciones de gestión del carbono e hidrógeno.
En relación con los resultados financieros de la empresa al segundo trimestre de 2022, el directivo señaló que el rendimiento operativo de Wintershall Dea sigue siendo sólido y, gracias al aumento de los precios de las materias primas, los resultados se han mantenido cerca de los niveles alcanzados en el primer trimestre. “Esta sólida base nos permitirá seguir invirtiendo en diversificación y descarbonización para así mantener el rumbo”, comentó Mehren.
Por otra parte, consideró que la guerra de Rusia contra Ucrania marca un punto de inflexión. «Nos enfrentamos a un grave dilema». «Como sociedades, debemos hacer frente a la agresión con determinación y valentía. Al mismo tiempo, debemos seguir garantizando el suministro de energía para los hogares y las empresas», explicó.
Reforzamiento de nuestra asociación energética con Noruega
Noruega ha sido el segundo principal exportador de gas a la UE. Desde la fusión en 2019, Wintershall Dea ha invertido 2,800 millones de euros en Noruega. “Estamos ampliando de forma estratégica nuestras actividades en la plataforma noruega”, indicó Mehren. “Este año tenemos previstos tres lanzamientos de producción en ese país: la puesta en marcha de los proyectos Nova, Dvalin y Njord”. Estos proyectos acabarán garantizando hasta 80,000 bep diarios adicionales de energía, siendo de estos más de la mitad gas de necesidad urgente.
Argelia es actualmente el tercer mayor exportador de gas a la UE y el mayor productor de gas de África. “Estamos invirtiendo en Argelia”, añadió Mehren. “Por ejemplo, en el proyecto Reggane Nord. Queremos aumentar nuestro involucramiento y seguir creciendo. Tenemos previsto aumentar nuestra participación de capital en el proyecto y para ello, hemos firmado los respectivos acuerdos para comprar parte de la participación de Edison en este yacimiento”.
Mehren se refirió a la necesidad de aumentar la producción nacional en Alemania. “Debemos utilizar de forma inteligente y responsable el as bajo la manga que hemos estado guardando desde hace tiempo: producir la mayor cantidad posible de gas natural —y de petróleo— aquí mismo en Alemania. Si queremos reducir nuestra dependencia de las importaciones, la producción dentro de la UE es imprescindible”.
La nueva estrategia de la empresa: centrarse en la descarbonización
Además de la diversificación de la producción, la segunda cuestión estratégica clave para Wintershall Dea es la gestión del carbono y el hidrógeno. “Esta es una nueva estrategia para nuestra empresa. Una estrategia que es una evolución lógica de lo que somos, lo que podemos hacer y lo que queremos”, destacó Mehren. “Aquí vemos un enorme potencial de mercado, de hasta 20,000 millones de euros al año para la Captura y Almacenamiento de Carbono (CAC) y de hasta 40,000 millones de euros para el hidrógeno bajo en carbono para el año 2040″.
Wintershall Dea tiene las reservas de gas natural necesarias, los conocimientos tecnológicos y los depósitos agotados que pueden utilizarse para almacenar CO2, especialmente en el norte de Europa. “Estamos trabajando en un negocio de gestión del carbono y del hidrógeno que permitirá reducir las emisiones de CO2 en entre 20 y 30 millones de toneladas al año, de aquí al 2040”. Los estudios parten de la base de que el volumen de CO2 que puede almacenarse solo bajo el Mar del Norte es 50 veces superior a las emisiones totales de la UE en el 2020. “Para sacar partido de este potencial de protección climática, algunos de nosotros tendremos que salir de nuestra zona de confort ideológica en cuanto al tema de la CAC”, enfatizó Mehren. En la sociedad civil y en la política, los actores políticos deben crear un marco confiable que permita a las empresas profundizar su participación en la CAC».
El segundo gran pilar para contribuir a la descarbonización es el hidrógeno. En ese sentido, Wintershall Dea realiza también una labor pionera con proyectos piloto como BlueHyNow. “Estamos analizando la viabilidad de este proyecto de hidrógeno azul en Wilhelmshaven, en la costa alemana del Mar del Norte. Con BlueHyNow podríamos comenzar a obtener hidrógeno ecológico a partir de gas natural ya en el 2028. Y esto con una capacidad de más de 200,000 metros cúbicos por hora”.
En la región Centro Sur y Sureste de la República Mexicana, 20 empresas fueron consideradas como los mejores lugares para trabajar en 2022, según Great Place To Work.
En el rubro de compañías medianas o de 50 a 500 trabajadores, destacaron Basf Mexicana, Volkswagen Financial Services, TWB de México y Kiki Networks.
En orden cronológico, las antes mencionadas se dedican a realizar componentes químicos, plásticos, productos agrícolas, de petróleo y gas; otorgar financiamiento para comprar un vehículo; producir placas de acero para el sector automotriz, y a brindar servicios de telefonía e internet.
Las empresas pequeñas o con menos de 50 colaboradores que son los mejores lugares para trabajar, fueron Birth Group, que se dedica a la mercadotecnia y publicidad, así como Fliner, que ofrece servicios profesionales, como atracción y retención de talento o contabilidad.
De acuerdo con Great Place To Work, estas empresas fueron consideradas como unas de las mejores opciones para trabajar, debido a que mantienen un buen clima laboral, ofrecen excelentes condiciones económicas y permiten el desarrollo profesional.
Los otros estados que también son considerados en la región Centro Sur y Sureste, fueron Hidalgo, Veracruz, Tlaxcala, Guerrero, Oaxaca, Morelos, Tabasco, Chiapas, Campeche, Yucatán y Quintana Roo.
En esas entidades, las otras 13 mejores empresas para trabajar fueron Catalonia Hotels & Resorts; Bepensa, Original Group Hotels, Cotemar, Prince Erachem, Calizas, It-Global, KFC Región sur, Doix, Grupo Arriaga, Dacodes, Vive Peninsular y el Instituto Hidalguense para el Desarrollo Municipal.
El juez Juan Pablo Gómez Fierro otorgó el primer amparo en contra de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) a favor del Centro Mexicano de Derecho Ambiental (Cemda), pues consideró que “restringe y modifica los incentivos existentes para la transición energética, además de no contemplar inversiones propias para alcanzar dicha transición”.
De acuerdo con lo dictado por el juez Pablo Gómez Fierro, establecer prioridad en el despacho de energía es perjudicial, pues el suministro de energías limpias queda en segundo término. Al respecto, se reconoce que una de las consecuencias de la LIE es desplazar la operación de centrales eléctricas que operan con fuentes limpias y menos costosas.
“La generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables en la lucha contra el cambio climático debe ser una prioridad para el Estado, lo que, a consideración de este órgano jurisdiccional, no se cumple con las disposiciones reformadas de la Ley de la Industria Eléctrica”, puntualizó.
Por: Javier H. Estrada Estrada y David Madero Suárez
En México, vamos un poco rezagados respecto al globo en términos de transición energética. La energía primaria de nuestro país proviene casi 88% de fuentes fósiles. De esto, prácticamente su totalidad proviene de la actividad petrolera y del gas natural. Las energías renovables en México alcanzan un poco más del 10% del total (aunque una buena parte proviene de la combustión de biomasa), mientras que la energía nuclear representa el 1.7% del total. El promedio mundial depende 5 puntos porcentuales menos de fuentes fósiles, pero con mayor dependencia del carbón que nosotros. Las energías limpias, renovables y nuclear del mundo aportan casi 18% del total.
La energía primaria tiene que pasar por centros de procesamiento o transformación para convertirse en combustibles y electricidad, que sean útiles para los procesos industriales, el transporte, el consumo en oficinas y hogares, etc. La energía primaria también puede ser comerciada internacionalmente y, hasta 2014, México había sido superavitario de energía primaria, al exportar petróleo crudo e importar una cantidad menor, en términos de energía, de petrolíferos, gas natural y carbón.
El procesamiento de energía más importante en México es la generación de electricidad, en el cual el gas natural representa 54% de los insumos, en tanto que los petrolíferos y el carbón son el 13%. El 23% restante se compone principalmente por energías que no generan gases de efecto invernadero, como nuclear, hidroeléctrica, eólica y solar.
El procesamiento que sigue en importancia es la refinación de petróleo crudo. Las refinerías en México han pasado por un periodo degradación que ha disminuido su utilización de 76% en 2013 a 46% en 2021. A partir de 2022 se espera que la utilización gradualmente regrese hacia los niveles de hace diez años. Además, se agregará la producción de Dos Bocas, con fecha aún por confirmar para su total operación. La producción de Deer Park, de ser enviada a México, deberá considerase como de importación en términos de balance comercial, a pesar de ser propiedad de Pemex. De la misma forma, si sus insumos de crudo se envían desde México, éstos deberán considerase como exportaciones.
El tercer proceso son las plantas de tratamiento de gas natural, que sirven para recuperar los líquidos del gas natural (condensados, gasolinas naturales y gas de petróleo licuado) y extraer las impurezas. La utilización de este tipo de plantas se ha ido reduciendo con la caída de la producción de gas natural, que alcanzó su pico de 5.9 en 2009 y se redujo en 2021 a 2.8 MMMpcd (mil millones de pies cúbicos por día).
En los últimos 15 años el país ha reducido su intensidad en el uso de energía. Mientras que el PIB creció cerca de 30% el consumo de energía creció menos de 10% en ese periodo. A pesar de que el país requiere mucho menos energía por unidad de producto, la caída de producción de energía primaria y el incremento en la actividad económica hizo que pasáramos de ser superavitarios a deficitarios.
México tuvo su mayor consumo de energía en 2017, cuando llegó a 4.2 MMbdpce (millones de barriles diarios de petróleo equivalente). De entonces a 2021 la demanda ha disminuido 14%. Por su parte, la producción de energía primaria tuvo sus mejores momentos de 2006 a 2008, ubicándose en una meseta de casi 5 MMbdpce bajando gradualmente a una planicie cercana a 3 MMbdpce de 2019 a 2021. La caída en la producción de energía del país es dramática, de 40%, y principalmente se debe a la menor producción de petróleo y gas natural.
Lo anterior se ha reflejado en un desbalance del saldo de la balanza comercial de energía del país que es elevado (somos importadores netos de energía primaria y secundaria). El déficit de la balanza comercial de energía representa un poco más del 9% del consumo nacional de energía y más del 16% del consumo final total que elimina el consumo y pérdidas del propio sector energía. Nuestro país desde hace algunos años dejó de ser un oferente neto de energía al mundo. En términos de independencia energética, desde 2015 dejamos de ser autosuficientes.
La brecha ha crecido entre el consumo y la producción de energía primaria, a pesar de que las necesidades bajaron con la caída del PIB, por el encierro social asociado a la pandemia. Pero la recuperación de la economía, tal vez lenta, ya se percibe en la actividad industrial y en las exportaciones. El déficit energético frente al mundo seguirá creciendo a medida que el PIB inicia su recuperación. Es muy costoso aumentar la producción de energía primaria y tomará varios años revertir lo que ha ocurrido. Por otra parte, mejorar la capacidad y la utilización de los procesos para obtener energía secundaria requerirá de grandes inversiones que deberán realizarse de forma consistente.
En términos de energía, es difícil sustituir la que se han perdido en el sector de hidrocarburos desde 2014. La declinación de los grandes campos productores de crudo y gas tiene que reducirse, y ser más que compensada por nueva producción de otros campos, mientras que la aportación de las energías renovables es todavía marginal. La reciente modernización de las hidroeléctricas ha ayudado, pero presenta fuertes limitaciones, tanto en su eficiencia energética, como en las condiciones climáticas para su uso. Podemos y debemos voltear la vista a la nuclear, como lo están haciendo varios países europeos que, a partir de la guerra en Ucrania, sufren del corte ruso de suministros de gas natural, petróleo y petrolíferos.
Nuestro reto energético para el próximo sexenio será grande. Las debilidades financieras y de capacidad de ejecución de Pemex y de CFE harán más compleja la solución. Será indispensable plantear nuevas estrategias de largo alcance y mucha inversión en todos los elementos de las cadenas de valor y, a la par, propiciar la transición energética. De 2025 en adelante necesitaremos mayores niveles de inversión en el sector del que las empresas del estado serán capaces de movilizar. Adicionalmente, se requiere un mayor enfoque para buscar la seguridad mucho antes que la independencia energética. Por seguridad energética debemos entender la confiabilidad de que tendremos un abasto pleno de los distintos combustibles requeridos, a precios competitivos, para apoyar el crecimiento del PIB, los empleos, la vida en sociedad, y sin poner en riesgo a los trabajadores del sector energía, a la población en general o al medio ambiente.
Javier Estrada es socio director de Analítica Energética SC, economista, con 40 años de experiencia en el sector energético internacional y ex comisionado de la CRE y CNH. David Madero es socio de SICEnrgy+Madero SC y de Simplificado Punto SC, economista, con 30 años de experiencia en el sector público de energía y financiero, y ex Director General de CENAGAS.
Emerson, líder mundial en tecnología y soluciones de software, se unió a RE100, una iniciativa global que reúne a empresas comprometidas con la electricidad 100% renovable. Esta alineación con otros pioneros de la sustentabilidad en el esfuerzo liderado por Climate Group, en asociación con CDP, es el paso más reciente en el plan de Emerson para obtener electricidad 100% renovable hacia 2030.
Para lograr ese objetivo, Emerson aprovechará una amplia gama de fuentes de energía renovable, incluidas la energía solar, eólica, geotérmica e hidroeléctrica. Debido a los esfuerzos recientes en el ámbito de la adquisición de energías renovables, Emerson prevé obtener el 25% de su uso global de electricidad de fuentes renovables en 2022. La empresa también ha instalado sistemas de generación de electricidad renovable in situ en varias instalaciones en todo el mundo y ampliará su implementación.
“La estrategia de energía renovable de Emerson desempeñará un papel importante en nuestro objetivo de alcanzar operaciones net zero en 2030”, dijo Mike Train, director de sustentabilidad de Emerson. “Nuestro compromiso con RE100 mejora la capacidad de la empresa para impulsar una mayor inversión en electricidad renovable y respaldar la descarbonización general de la red en los mercados clave en los que operamos, como EE. UU., México, Europa, China e India”.
Como parte del objetivo de operaciones net zero de la compañía, Emerson apunta a una cobertura de electricidad 100% renovable a partir de fuentes de electricidad contratadas y activos de generación in situ. El uso de electricidad genera aproximadamente el 75% de las emisiones de alcance 1 y 2 de Emerson.
“Estamos encantados de dar la bienvenida a Emerson a RE100”, dijo Sam Kimmins, director de Energía de Climate Group. “Al comprometerse con electricidad 100% renovable para 2030, Emerson se une a más de 300 de las principales empresas del mundo comprometidas con impulsar un cambio en el mercado. Esto envía un poderoso mensaje de que la electricidad renovable tiene buen sentido comercial y alentamos a otros a seguirlo”.
En 2021, Emerson estableció su Comité de Abastecimiento de Energía para aumentar el uso de electricidad renovable de la empresa, colaborando globalmente para evaluar e implementar compras de energía renovable. Emerson también trabaja con especialistas en energía externos activos en los mercados energéticos para identificar oportunidades emergentes.
A través de un comunicado, la empresa noruega BW Offshore dio a conocer que a partir del 22 de julio, la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) asumió la propiedad y la operación de la FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading, por sus siglas en inglés) Yúum K’ak’náab, conocido como El Señor del Mar; que opera en el segundo complejo petrolero costa afuera más grande de México.
La transferencia se realizó de acuerdo con los términos del contrato de arrendamiento financiero de 15 años, que comenzó en 2007. Además, el FPSO El Señor del Mar ha operado en el campo Ku-Maloob-Zaap desde mediados de ese año. “Luego de la transferencia, BW Offshore no tiene la obligación de brindar más servicios operativos a Pemex”, explicó la empresa noruega en su comunicado.
Por su parte, Pemex confirmó el traspaso el sábado 23 de julio a través de una publicación en su cuenta oficial de Twitter, y explicó que su director general, Octavio Romero Oropeza, visitó las instalaciones del FPSO Yùum K’ak’Náab que “a partir de hoy es propiedad de Pemex luego de formalizar el contrato de adquisición y prestación de servicios por 15 años”.
Ubicado a 90 kilómetros de la costa de la Bahía de Campeche, Ku-Maloob-Zaap es considerado uno de los complejos petroleros marinos más grandes del mundo y abarca cinco campos productores: Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum. Este es el segundo complejo más grande de México, después de Chicontepec, y la mayoría del petróleo producido en los campos de Ku-Maloob-Zaap se canaliza a Cantarell y se exporta.
Este es el mismo complejo donde se restableció la producción el año pasado, luego de que se produjera un incendio en la plataforma E-Ku-A2 ubicada en la Bahía de Campeche, el domingo 22 de agosto de 2021.
El incidente, que resultó en la muerte de cinco trabajadores, heridos a seis y dos desaparecidos, fue el segundo que registró Pemex en menos de dos meses durante el 2021, luego de que apareciera el “Ojo de fuego” cerca de Ku Maloob Zaap a principios de julio.
En lo que respecta a las actividades más recientes de Pemex, la estatal firmó un acuerdo con la compañía energética estadounidense New Fortress Energy (NFE) a principios de este mes para desarrollar conjuntamente el campo de gas marino Lakach e implementar soluciones FLNG.
La Barra Mexicana, Colegio de Abogados consideró que la “Estrategia de garantía de suministro para la optimización de capacidad del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural”, implementada por la Secretaría de Energía (Sener), “atenta contra los principios de libre concurrencia y competencia, que rigen al sector y establecen el acceso abierto efectivo y no indebidamente discriminatorio, y violentan el funcionamiento eficiente del mercado del gas natural, el principio de rectoría económica del Estado por la competitividad y fomento al crecimiento económico, y el principio de legalidad y el derecho humano a la seguridad jurídica”.
A través de un comunicado, la asociación civil expresó su preocupación sobre los impactos que la Estrategia tiene en la libre competencia, así como en la autonomía técnica y jurídica de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Gas Natural (Cenagas).
Esto, al imponer a organismos gestores independientes el deber de modificar “de oficio” los Términos y Condiciones para la Prestación de los Servicios de Gestión Independiente, “crea barreras al acceso abierto y efectivo a la infraestructura de ductos a todo interesado que lo requiera, y que se garantice que los servicios sean prestados en igualdad de circunstancias a todos los usuarios”, se detalla en el comunicado.
El pasado 13 de junio, la Sener emitió la mencionada Estrategia. Como respuesta, la CRE modificó los Términos y Condiciones de la prestación de sus servicios, y el Cenagas solicitó a los usuarios del Sistrangas acreditar que el suministro de gas natural venía de alguna de las empresas estatales, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), o sus empresas subsidiarias o filiales.
Asimismo, el 27 de junio el Cenagas señaló los puntos de entrega y reiteró la obligación de los usuarios, instruida en la propia Estrategia, con lo que se actualizó la afectación al esquema de acceso abierto efectivo al Sistema.
Frente a esto, la Barra Mexicana, Colegio de Abogados, destacó que la Estrategia y sus oficios de implementación violentan los principios constitucionales y derechos fundamentales en el sector de transporte y almacenamiento de gas natural, “incumpliendo con los compromisos adquiridos por el Estado Mexicano en diversos Tratados de Libre Comercio y Acuerdos de Promoción y Protección Recíproca de las inversiones vigentes”.
Finalmente, exhortó al gobierno mexicano a revisar que la Estrategia cumpla con las obligaciones constitucionales y legales vigentes, “sin prejuicio de seguir impulsando el mandato constitucional previsto para fortalecer a las empresas productivas del Estado”.
Bloomberg. Losprecios europeos del gas natural cayeron después de que Rusia reiniciara los envíos a través del gasoductoNord Stream, su mayor enlace con Europa, luego de 10 días de cierre.
El gas ruso fluía hacia Alemania a alrededor del 40 por ciento de la capacidad del gasoducto este jueves por la mañana, aproximadamente lo mismo que antes de que comenzaran los trabajos anuales. Los pedidos indican que el enlace funcionará al mismo nivel durante al menos un día.
La reanudación de los flujos alivia los temores de que Rusia detenga los envíos y brinda cierto alivio a Europa mientras se apresura a almacenar el combustible antes del invierno. Los responsables políticos de la Unión Europea se han estado preparando para lo peor con un plan para reducir el consumo de gas en un 15 por ciento. El comisionado de presupuesto, Johannes Hahn, incluso dijo que no esperaba que el oleoducto volviera a funcionar.
“Es probable que la reanudación de los flujos a lo largo de Nord Stream esta mañana provoque un suspiro colectivo de alivio no solo del mercado europeo del gas, sino de la economía en general”, dijo Tom Marzec-Manser, jefe de análisis de gas en ICIS en Londres. Los flujos físicos que llegan a Alemania son un indicador bajista para el gas, incluso si el gasoducto está operando a solo una fracción de su capacidad total, apuntó.
Los comerciantes han estado buscando claridad sobre los planes para reiniciar el paso por la tubería durante días. El presidente ruso,Vladimir Putin, advirtió el martes que Nord Stream podría regresar del mantenimiento a tarifas más bajas a menos que se resuelva una disputa sobre una pieza clave del equipo. Una de las turbinas del oleoducto se atascó en Canadá por las sanciones occidentales a Rusia por su invasión de Ucrania, pero desde entonces ha sido liberada.
Putin dijo que los retrasos en la recepción de la turbina podrían llevar a que los volúmenes se reduzcan a solo el 20 por ciento de la capacidad para fines de este mes, cuando se debe realizar el mantenimiento de otra parte. Los flujos a través del gasoducto se redujeron a alrededor del 40 por ciento de la capacidad el 16 de junio hasta que comenzaron las obras anuales.
Europa debe mantenerse alerta a pesar de los flujos de retorno a través de Nord Stream, dijo Simone Tagliapietra, miembro principal del grupo de expertos Bruegel, con sede en Bruselas. Para Moscú, mantener bajos los flujos puede ser una mejor estrategia que cortarlos por completo, consideró.
“Disminuye la determinación de Europa de reducir la demanda de gas”, dijo. “Es probable que se produzca una interrupción en el invierno y cada metro cúbico de gas ahorrado ahora hace que Europa sea más resistente en los próximos meses”.
En una llamada con los periodistas este jueves, el portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov, rechazó las acusaciones de que Rusia usa gas para presionar o chantajear a Europa.
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