Más de 500 metaneros optan a vender su GNL en España, el doble de la demanda
Enagás recibe una avalancha de solicitudes de 'slots', en parte, por el parón en China por el coronavirus
Las compañías internacionales de trading optan estos días a colocar en el sistema gasístico español un volumen de gas natural licuado (GNL) equivalente a la carga de más de 500 buques metaneros (cada uno cuenta con una capacidad de casi 1 TWh) para los próximos 12 meses. Según fuentes del sector, esta cantidad representa más del doble de la demanda de GNL prevista en el mercado nacional en un año: 250 TWh, a los que hay que sumar más de 100 TWh del gas no licuado que transcurrirá por los dos gasoductos internacionales que tienen su origen en Argelia: los de Medgaz y Magreb.
En estos días, el gestor de la red de gasoductos, Enagás, está preparando la asignación de slots para el próximo ejercicio, que comienza el próximo abril y termina en febrero de 2021 y se otorga en dos fases. En Enagás reconocen que se trata de una demanda “extraordinaria”, pero no desvelan los datos por ser confidenciales.
Esta sobredemanda de reserva para la descarga de GNL en las seis regasificadoras españolas se considera “una buena noticia”, según algunas fuentes, para la seguridad de suministro y para los consumidores que se benefician de los bajos precios del gas natural, que cayeron un 16% en 2019 y se sitúa ahora en 10 euros MWh (Henry Hub). Pero no tanto para las empresas mayoristas.
Entre las razones de la avalancha de peticiones está el parón de la demanda de gas en Asia, y, particularmente, en China, por los efectos de la epidemia de coronavirus. También de la producción creciente de Estados Unidos, que, tras el uso de las técnicas de fracking, se ha convertido en exportador de un combustible del que hasta hace pocos años era importador.
Por primera vez, Enagás está realizando la asignación de reserva de acuerdo con lo dispuesto en la circular normativa 8/2019 de la CNMC que regula el acceso al sistema gasístico (una de las 12 aprobadas por el regulador hasta ahora). Así, la semana pasada, el gestor técnico del sistema inició el proceso de asignación de los slots para la descarga de buques metaneros desde abril de este año a febrero del próximo año en las regasificadoras.
Según la nueva normativa, la asignación se realiza para dos periodos semestrales: entre abril y septiembre de este año, donde existen unos slots prioritarios para los comercializadores con contratos en vigor y entre el próximo octubre y febrero de 2021, donde no hay slots prioritarios. Tras los análisis preceptivos, Enagás dará a conocer esta semana la asignación de reserva para el primer periodo y ya la semana que viene, publicaría el resultado del segundo periodo.
Aunque el sistema tiene capacidad para toda esa afluencia de gas, es la demanda la que no lo asumirá. No obstante, recuerda un experto, una cuestión es la reserva para descargar y otra la descarga real, cuyos plazos son más cortos.
Cotizaciones a la baja
El derrumbe de los precios del gas natural está provocando la suspensión de muchos contratos de take or pay que mantienen los comercializadores. Y es que a estos les resulta más rentable pagar el peaje de la renuncia y comprar el gas en el mercado spot.
Otro efecto es la depreciación de los activos de exploración y producción (upstream) de muchas empresas, como el caso de Repsol, que ha tenido que ha realizado provisiones brutas por 6.100 millones, lo que le acarreó unas pérdidas de 3.816 millones de euros el año pasado por la caída de las cotizaciones de los hidrocarburos (crudo y gas natural).
En el caso de España, según fuentes empresariales, las seis regasificadoras del sistema que gestiona Enagás están al 100% de su capacidad de almacenamiento de gas (estas plantas se pueden utilizar también como almacenes, al igual que los propios tubos). Un acopio de combustible por parte de las compañías, que están esperando una subida de los precios para vender el gas.
El consumo subió un 14% el año pasado
En 2019, la demanda de gas natural en España creció un 14% y se situó en 398 TWh, el dato más alto desde 2010. Según datos de Enagás, este incremento estuvo motivado principalmente por el crecimiento de la demanda para generación de electricidad, más de un 80%, ya que el gas ocupó el hueco dejado por las plantas de carbón paradas, y el consumo de la industria, que subió un 2% y representa alrededor del 60% del total de la demanda (214 TWh).
Para 2020, el gestor técnico del sistema prevé que la demanda se mantenga en 390 TWh, “pues es complicado que vuelva a subir”, declaró el presidente de Enagás, Antonio Llardén en la presentación de resultados de la compañía. La bajada de los precios volverá a tener efectos beneficiosos en el precio de la electricidad, ya que el gas (ya sin el carbón) marca el precio marginal del mercado mayorista.
Una de las razones de la caída de los precios del gas está en la desvinculación de sus cotizaciones de las del crudo, que actuaban hasta ahora como referencia del gas comercializado. Así, mientras el precio de este hidrocarburo ha caído bastante en Europa el del petróleo se mantiene constante.
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