Fuente: El Economista
Después de un inicio de año un tanto convulso, el precio del gas natural vuelve poco a poco a la normalidad. El valor más alto se registraba el pasado 8 de enero, cuando el precio diario en MibGas alcanzaba los 52 /MWh, una cifra récord en España y también en Europa, que duplicaba las cifras registradas en el resto de hubs europeos, que ese mismo día se movieron entre los 20,32 y los 23, 32 /MWh. Al cierre de esta edición, el precio del gas en MibGas se sitúa en los 22,89 /MWh, con una diferencia mínima de entre 1 y 2 /MWh por encima respecto a los precios de Reino Unido (NBP), Francia (PEG) e Italia (PSV). Toda la información del sector en la revista elEconomista Energía
Algo similar ha sucedido con la demanda de gas. La cifra más alta a nivel nacional se alcanzaba el pasado 7 de enero -coincidiendo con la llegada de la borrasca Filomena a España- cuando se superaron los 1.600 GWh consumidos, a diferencia de los 975 GWh que se registraban al cierre de esta edición. La primera cifra se quedaba muy cerca del récord alcanzado el 17 de diciembre de 2007, cuando la demanda nacional de gas se elevó hasta los 1.863 GWh. Por su parte, el récord de demanda convencional se produjo el 12 de enero -en plena ola de frío con temperaturas gélidas esos días en gran parte del país- alcanzando los 1.298 GWh. En lo que llevamos de año, la demanda de gas natural en España supera los 30.500 GWh.
Actualmente, el sistema sigue operando con fuertes niveles de entrada de gas a través de los gasoductos y las plantas de regasificación van recuperando sus capacidades. Esto último está siendo posible gracias a que los precios en Asia -principal comprador de gas-, se han relajado en los últimos días, lo que ha permitido que el tránsito de los metaneros -que se han convertido en unos cargamentos de gran valor- hacia las plantas de regasificación españolas, sea más fácil.
El incremento de la cotización del gas -unido a la ola de frío y la subida del precio del CO2- también ha afectado a la electricidad, con el mercado mayorista en máximos históricos de 94,99 y una demanda que ha llegado a superar los 42.200 MW. La situación ha sido tan delicada, que tanto REE como Enagás tuvieron que tomar medidas urgentes para preservar la seguridad del suministro en el país.
El gestor técnico del sistema gasista tuvo que poner en marcha una de las medidas de urgencia previstas dentro del Plan Invernal. El pasado 8 de enero, liberaba 1,5 días de reserva -de los que 3,5 días que hay- para hacer frente a la demanda nacional.
Asimismo, Enagás decidía actualizar la previsión de operación de las plantas de regasificación para el mes de enero, acelerando la llegada de un buque metanero a la planta de Barcelona y la llegada a Cartagena de otro buque de menor tamaño. De hecho, incluso se readaptaron las descargas para introducir más capacidad de gas en la red de transporte.
Para lograrlo, se desvió un buque cuya entrada estaba prevista para la planta de Reganosa (A Coruña) hacia la de Bilbao -que cuenta con una mayor capacidad de evacuación de gas-, después de la espantada protagonizada por otro barco que se desvío sin el preaviso de 72 horas -que ahora desarrollaremos-, reprogramándose una descarga posterior para Reganosa en compensación. Además, otro barco que había previsto para la planta de Sagunto en la planificación de finales de diciembre, también se desvió, aunque en este caso sí se cumplieron los requerimientos de preavisos necesarios.
Con estas medidas, la intención de Enagás no ha sido otra que adelantar al máximo la llegada de buques para evitar problemas y tratar de reforzar las entradas por los gasoductos internacionales. No obstante, el precio del gas se ha ido abaratando más de un 55% desde los valores alcanzados durante el temporal y se espera que siga bajando en febrero.
Argelia y las interconexiones
La pregunta que surge ahora es qué ha podido pasar para que se haya producido esta escalada de precios, tanto en la luz como en el gas, este mes de enero. Existen varias razones.
Por un lado, Argelia redujo durante la primera semana de enero sus exportaciones a Europa -tanto a España como a Italia- por un problema en una planta del que no se han conocido los detalles y que, una vez resuelto, permitía recuperar las capacidades de los dos gasoductos que provienen de los yacimientos Pedro Durán Farrell, que entra por Tarifa, y Medgaz, que entra por Almería.
Se estima que ambos tubos tienen una capacidad de 500 GWh/d y sufrieron en la primera semana de enero cortes de más del 50%, lo que afectó, principalmente, a los agentes con contratos a largo plazo (especialmente Naturgy y Cepsa).
Para contrarrestar esta situación, los agentes comercializadores incrementaron, en la medida de lo posible, las importaciones de gas desde Francia (75 GWh/d), llevando la capacidad de este enlace hasta el 100% y recordando así la necesidad de incrementar las interconexiones gasistas con el resto de Europa, tal y como marcan las directivas, y que hoy se incumple sin que la Comisión Europea tome cartas en el asunto.
A este aumento de la compra de gas a Francia, que por sí solo no era capaz de abastecer al mercado, se unió un aumento de los niveles de regasificación (400 GWh/d), lo que provocó una reducción drástica del stock de dichas plantas hasta niveles mínimos.
Es justo aquí donde cobra importancia la situación vivida el 4 de enero. Un buque metanero comunicó su desvío de la planta de regasificación de Bilbao para el 7 de enero sin el preaviso de 72 horas, lo que unido a los problemas de la interconexión con Argelia, pusieron en jaque al sistema gasista.
Este hecho provocó una escalada de precios en el mercado de gas español, subiendo la cotización hasta los 60 /MWhg, cuando los hubs europeos seguían en 20 /MWhg, con un suministro estable desde Rusia y Noruega, que llevó el precio del gas en Mibgas al histórico de 52 /MWh el 8 de enero.
Para entender un poco mejor la situación que hemos vivido, es importante recordar que Argelia había perdido peso en el suministro a nuestro país. El año pasado, la llegada de gas natural licuado pasó a representar el 64%, frente al 36% de las importaciones a través de gasoductos desde el norte de África. Apenas un año antes, el reparto situaba la dependencia de los gasoductos argelinos en el 56%, frente al 44% de la entrada de GNL.
A lo largo de 2020, el GNL de Estados Unidos y Rusia fue capaz de reducir la entrada de gas natural desde Argelia por mejores precios. Según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas (Cores) hasta el mes de octubre, un 17% del gas llegó desde EEUU y un 10% desde Rusia, mientras que la tradicional cuota de mercado de Argelia -que habitualmente rondaba entre el 40% y el 50%- se quedó en apenas el 28%.
La demanda de gas natural en España baja un 10,4% en 2020
La demanda total de gas natural en España en 2020, en un contexto de crisis provocado por la COVID-19, ha alcanzado 360 TWh, lo que supone un 3,1% más que la cifra registrada en 2018.
Comparado con 2019, que fue un año en el que la demanda creció excepcionalmente (+14%) por las altas entregas de gas natural para la generación de electricidad, la demanda total se encuentra en torno al 90,4%.
Al finalizar 2020, la demanda convencional, que representa en torno al 75% del total, se sitúa en torno al 94%, comparada con cifras de antes de la pandemia. Este consumo descendió durante el confinamiento en algunos días de abril, situándose en un 73% con respecto a los mismos días del año anterior.