CRISIS ENERGETICA

La situación sigue patas arriba

10 de noviembre de 2021

Mientras el precio de la luz sube inexorablemente, tras un descanso de apenas unos dias, las dudas sobre la garantía de la llegada del gas de la que presume el Gobierno no deja de tener sus lagunas que hasta la propia CNMC anuncia como riesgo cierto y en un alarde circense la reservas petroleras que se habían incrementado por los problemas que pudiese haber durante la pandemia, han vuelto a sus orígenes, y las petroleras solo deben de garantizar el abastecimiento de unos escasos, dadas las circunstancia actuales de escasez y falta de trasporte de de 42 dias.

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Ribera deja a las empresas la gestión del gas argelino

El Ministerio de Transición Ecológica ha dejado en manos de Sonatrach, Naturgy y Blackrock el control de Medgaz, la principal vía de entrada de gas natural a España hasta el año 2031. En efecto, el pasado 5 de julio, Ribera, aceptó otorgar una exención a los titulares de este gasoducto para eximirles de la obligación de darles acceso a terceros a cambio, simplemente, de obligarles a ceder la capacidad sobrante de forma transparente, objetiva y no discriminatoria.

En la práctica, esta medida supone que ambas gasistas tienen la capacidad de contratar la capacidad que consideren adecuada y únicamente dar acceso a otras compañías si tienen disponibilidad.
En la decisión adoptada por el Ejecutivo se daba por hecho que el gasoducto del Magreb seguiría operativo así como las plantas de regasificación y que, por lo tanto, esta medida no tendría problemas para la competencia, ni para la garantía de suministro y así lo certificó incluso la Comisión Nacional de Mercados y Competencia en sus análisis de mayo de 2021.
Las empresas titulares del accionariado de Medgaz (Sonatrach, Naturgy y Blackrock) tienen intereses en la comercialización o producción de gas natural y, por lo tanto, no cumplen con las exigencias de separación de actividades establecidas en la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y en la Ley 34/1998, de 7 de octubre.

Pese a este incumplimiento, la normativa habilita al Gobierno para fijar excepciones en función de la fecha de construcción de la infraestructura y, de hecho, ya en la orden que acepta esta decisión excepcional, el Ejecutivo obliga a Medgaz a llevar cuentas separadas de las actividades de transporte y comercialización.
Medgaz deberá remitir al Ministerio para la Transición Ecológica y a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, con anterioridad al 1 de abril de cada año, un informe anual con el detalle de las capacidades contratadas, utilización de la capacidad durante el año natural inmediatamente anterior, empresas que han accedido a las instalaciones con las cantidades transportadas por cada una de ellas, precios de acceso, cuentas anuales así como cualquier otra información que los citados organismos soliciten.

En estos momentos, la capacidad de Medgaz se sitúa en los 8 bcm y se espera que antes de acabar este año entre en operación el nuevo turbocompresor que permitirá transportar hasta 10,7 bcm y los promotores trabajan con la idea de llevar a buen puerto una ampliación hasta los 16 bcm.
Naturgy cuenta en estos momentos con contratos por 9 bcm con Argelia, lo que deja escaso margen para el uso por parte de otros comercializadores con el actual gasoducto. Según Medgaz, la exención otorgada por el Gobierno es necesaria para hacer frente a la financiación hasta el año 2029 de las ampliaciones que tienen previstas y cuenta con una opción de prorrogar los contratos por otros 15 años más. La utilización de la conexión internacional de Almería (entradas diarias de gas por la misma respecto a su capacidad total) se ha mantenido constante, entre el 70% y el 80%, para el periodo comprendido entre los años 2013 y 2018, registrando un descenso en 2019 y 2020, siendo este último año cuando la interconexión presenta el menor uso desde su inicio, volviendo en el año 2021 a registrarse los niveles de utilización de los primeros años.

En este contexto, Argelia reclama contratos a largo plazo a las autoridades españolas para poder seguir manteniendo su peso en el suministro a nuestro país, así como su principal vía de ingresos.
Es mas, Sonatrach quiere contar con contratos a más largo plazo que les garanticen los ingresos, mientras que España prefiere contratos a corto plazo para poder beneficiarse de las épocas en las que los precios del mercado spot son bajos y puede darles un mayor uso a las plantas regasificadoras, tal y como hizo en los últimos dos años.

Por su parte. Exteriores, por boca del ministro Albares, insistió ayer, al igual que la vicepresidenta Ribera en que el suministro de gas a España está garantizado pero los informes de la CNMC recogen -en el estudio de la exención que se le concedió al gasoducto del Magreb (GME)- que "cualquier alteración significativa en el funcionamiento del gasoducto GME tendría un impacto inmediato y directo en la seguridad del suministro del mercado ibérico". 

El megavatio/hora vuelve a rozar los 200 euros

El precio de la luz subirá un 11,6% este miércoles hasta los 199,28 euros el megavatio hora (MWh) y continúa encadenando subidas en lo que va de semana. El montante es también un 29% más alto que el precio del miércoles de la semana pasada, cuando fue de 154,29 megavatios hora de media.

En términos anuales, la luz se ha disparado un 336,82%, ya que el 10 de noviembre de 2020 el precio medio fue de 45,62 euros el megavatio hora. El precio máximo de la luz se dará entre las 21.00 horas y las 22.000 horas con 230,01 euros MWh, mientras que el precio mínimo se registrará entre las 04.00 horas y las 05.00 horas cuando costará 171,81 euros.
La ministra de Transición señaló el pasado viernes que «no es descartable» que todavía se registren precios altos del gas en los mercados internacionales «hasta bien entrado 2022», y que esto, por tanto, siga teniendo su correspondiente «afección» en la factura de la luz en España. «Lo que estamos viviendo es consecuencia de la volatilidad del precio del gas en los mercados internacionales», consideró la ministra, que también avanzó que una vez que se ha reducido «en casi un 60% la carga fiscal y más de un 90% los costes fijos» de la factura, «los costes medios de la factura de los hogares en España se va a mantener en el entorno de lo que pagaron en 2018 a finales de año».

Las petroleras tendrán que reponer ocho días de reservas estratégicas

La Corporación de Reservas Estratégicas (Cores) se prepara para dar por finalizadas las medidas transitorias que el Gobierno puso en marcha por el Covid-19. Por ello, reducirá a partir del próximo 1 de enero los 50 días equivalentes de reservas que gestiona para quedarse con 42 días. Este cambio no afectará a las reservas totales del país, que seguirá en los preceptivos 92 días, ya que los agentes del sector volverán a hacerse cargo de esta cantidad.

Las petroleras y gasistas tendrán que pasar de mantener los 42 días que tienen desde el pasado mes de abril a los 50 días que les obliga la normativa, aunque ahora sobre el nivel de consumo del año 2020, mucho menor que el anterior. La Corporación, que está tutelada por el Ministerio de Transición Ecológica, quería evitar una salida abrupta de productos del país y un problema económico por la fuerte caída de ingresos que le hubiese supuesto y aceptó rebajar las condiciones de los llamados sujetos obligados. De este modo, al incrementar la cantidad a gestionar por Cores se eludía una fuerte subida de las cuotas para los operadores, que se limitó al 0,7%, frente al 17% que hubiese supuesto no tomar ninguna medida. El organismo asumió la gestión de estas reservas adicionales y permitió a la industria liberar stocks, bien propios o ajenos (dejando de almacenar en el extranjero o renunciando a contratos de arrendamiento). De hecho, Cores ha podido organizar dos concursos de venta de productos durante el año para equilibrar dichas reservas.

La estimación de los ingresos por la venta de productos que realizó el Ministerio cuando aprobó esta medida excepcional ascendía a los 151 millones de euros, pero ahora, en plena crisis de precios, las petroleras deberán volver a reconstruir dichas reservas.
La normativa fuerza a los operadores al por mayor, las empresas distribuidoras al por menor y los consumidores a mantener 50 días sobre los niveles de consumo del año anterior. En consecuencia, estos niveles de venta o consumo de 2020 registraron una inevitable reducción en el volumen de la obligación de existencias estratégicas por las restricciones a la movilidad y la caída de las ventas que esto supuso.

Según las estimaciones que realizó el propio Gobierno cuando aprobó la medida se consideraba que podría llegar a ser un 32% ( 1,5 millones de m3). Ante esta perspectiva, Cores puso en funcionamiento un plan de reducción del mencionado excedente a través de la venta de ciertos volúmenes de productos petrolíferos, así como mediante la no renovación de ciertos contratos durante 2021. Según las cuentas de 2020 de la Corporación, se convocaron dos concursos para reducir los volúmenes correspondientes a 45.000 toneladas de fuelóleo y 384.212 m3 de crudo de los que la empresa esperaba lograr plusvalías.
La razón de la temporalidad del incremento de días, según explica Cores, es poder ajustar a finales de 2021, una vez conocido el nivel de la obligación de Cores a partir de 1 de abril de 2022, los días de existencias estratégicas que la Corporación mantendrá a partir de esta última fecha a favor de los sujetos obligados.

 

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