Rough y el creciente efecto del GNL en Europa

El pasado 20 de junio, Centrica anunció el cierre definitivo del almacén subterráneo de gas Rough, situado a 29 km offshore de Easington, en Gran Bretaña. Esta noticia podría pasar desapercibida para muchos si no fuera porque dicho almacén supone el 70% de la capacidad de almacenamiento de UK, equivalente a 9 días de suministro de gas, y puede abastecer el 10% de la demanda pico diaria de gas en invierno de todo el país. Por tanto, estamos delante de un cambio radical en la dinámica actual de gestión interna del gas para UK, que afectará sin duda al mercado de gas europeo.

Source:: National Grid

NO ES UNA SORPRESA

La noticia no ha cogido desprevenido al sector energético ni a los agentes implicados. El almacén, que empezó a operar como tal en 1985, lleva ya más de un año sin realizar nuevas inyecciones como medida de precaución ante la preocupación sobre la integridad de sus pozos, que habrían alcanzado su vida útil de diseño. En Julio de 2016 se prolongaron los tests de verificación del estado de la infraestructura y el pasado mes de abril, la empresa gestora indicó que no se realizarían más inyecciones durante 2017 y 2018. Finalmente, el martes 20 de Junio, Centrica anunció el cierre permanente por razones de seguridad pero también económicas, pues la reconstrucción y puesta de nuevo en marcha del almacén supondría un coste demasiado elevado como para rentabilizar la infraestructura. De hecho, Centrica reportó pérdidas en 2016 por valor de 57 millones de libras (72 millones de dólares). En los próximos 4-5 años, se prevé extraer el gas que pueda ser recuperable, que se estima en 183 bcf (5,2 bcm), equivalente al 7% del consumo del país en 2016. Este gas remanente corresponde al gas colchón que permite mantener la presión mínima en el yacimiento. La producción de este gas permitirá sufragar parte de los costes de cierre y desmantelamiento del equipamiento, que se cuantifican entorno a los 100 millones de libras.

Rough inició su actividad como una infraestructura clave para la gestión de la producción interna de gas del Mar del Norte. A día de hoy, con una menor producción doméstica, el almacenamiento de gas permitía principalmente aportar flexibilidad y seguridad de suministro al país, inyectando gas en verano para cubrir los mayores consumos de invierno ocasionados por el clima más frío, a la vez que se conseguía suavizar de este modo los precios durante todo el año. A pesar de esta vertiente estratégica, en los últimos años el gobierno inglés no ha llevado a cabo medidas para evitar la situación actual de cierre, a pesar del riesgo de suministro y pérdida de flexibilidad operativa que supone. Esto se debe al hecho que la demanda de gas para almacenamiento ha disminuido considerablemente en los últimos años, consecuencia de la sobreoferta mundial de gas, y de la construcción de nuevas terminales de GNL (como The Isle of Grain, Dragon y South Hook) que permiten una mayor entrada de GNL procedente de Catar, que aporta esa flexibilidad en el corto plazo. Además, el potencial de aumento de GNL procedente de otros orígenes, como EEUU o Australia, desincentiva aún más la necesidad de invertir en almacenamientos.

Una de las consecuencias directas del cierre de Rough, por tanto, es el aumento de la dependencia de UK en la importación de gas. Actualmente, ésta representa aproximadamente el 55% de la entrada de gas en UK: 38% procedente de tubería desde Noruega y Rusia, y 17% por GNL procedente de Catar.

IMPACTO POR EL CIERRE DE ROUGH

Una de las consecuencias directas del cierre de Rough, por tanto, es el aumento de la dependencia de UK en la importación de gas. Actualmente, ésta representa aproximadamente el 55% de la entrada de gas en UK: 38% procedente de tubería desde Noruega y Rusia, y 17% por GNL procedente de Catar.

Source: British Gas

UK dispone de suficiente infraestructura de importación para remplazar los volúmenes de gas aportados por Rough. El año pasado, de hecho, Rough sólo aportó un promedio de 5 millones de m3/día, con un máximo de 23 millones de m3/día, la mitad de lo aportado en anteriores años, cuando había llegado a cubrir el 10% de la demanda en días fríos.

Por un lado, UK puede ampliar sus importaciones a través de las interconexiones bidireccionales con Bélgica y Países Bajos. El pasado invierno, el flujo promedio fue de 29 millones de m3/día, con un máximo cercano a los 85 millones de m3/día. National Grid asegura que se podrían alcanzar los 94 millones de m3/día. Sin embargo, este flujo quedará determinado por el premium que exista entre el NBP y las referencias de sus hubs vecinos como el TTF holandés (Title Transfer Facility) o el Zeebrugge en Bélgica.

Por otro lado, la capacidad de importación por GNL dispone aún de mayor margen de recorrido. El invierno pasado las terminales de GNL aportaron un promedio de 11 millones de m3/día, con un máximo de 33 millones de m3/día. National Grid estima que podrían alcanzar los 100 millones de m3/día el próximo invierno.

El aumento de la dependencia en la importación de gas para UK, especialmente del GNL, adquiere una mayor relevancia considerando los siguientes escenarios actuales:

• Se prevé una menor producción interna en el Mar del Norte en los próximos años.
• El gas está siendo cada vez más importante en el mix de generación eléctrico en UK, donde ya alcanza un 40%, y provee de calor al 80% de los domésticos. Los motivos de esta mayor demanda de gas para electricidad se basan en las medidas gubernamentales actuales de reducción progresiva de la generación con carbón para 2025 y de desmantelamiento de nucleares en el país hasta 2030.
• El futuro sobre la operación del conector IUK, que une UK con Bélgica, está todavía pendiente de definir en las negociaciones del Brexit.

De hecho, los efectos de esta dependencia en el GNL ya se han sentido en mercado este año, como sucedió el mes pasado a causa de las dudas que asaltaron sobre el cumplimiento de dos entregas de GNL catarí. Dos buques cambiaron su ruta, evitando pasar a través del Canal de Suez, justo cuando se anunciaba el bloqueo a Catar por parte de sus vecinos del Golfo. El cambio en la ruta suponía una entrega del gas más tardía e incluso se puso en duda su destino final. Todo ello causó un repunte diario del precio de gas para entrega el mes de Julio. Aún así, se trató de un impacto puntual, la situación actual con Catar no está afectando a las entregas de GNL, que todavía mantienen la ruta a través del Canal de Suez.

Source: ICIS, division of Reed Business Information, part of RELX Group.

Otro impacto importante del cierre de Rough es que propiciará un cambio en los patrones de entregas de GNL a UK. En ausencia del almacén de gas, las entregas de GNL se destinarán a cubrir la demanda a corto, por lo que se llevarán a cabo menos entregas en verano y más en invierno.

Todo ello puede acabar implicando un aumento en la volatilidad e incertidumbre de los precios, especialmente en los periodos de mayor demanda en invierno, cuando UK quedará más expuesta a las condiciones de mercado, teniendo que competir con Asia por los barcos de GNL. Por tanto, el índice NBP (National Balanced Point) pasará a ser una referencia con menor liquidez, menor volumen negociado y mayor volatilidad, perdiendo fuerza frente al TTF holandés, que ganará en importancia estableciéndose definitivamente como el índice de referencia de precio de gas en Europa.

La fuerte dependencia de UK con las importaciones de gas puede implicar un mayor premium en los precios entre NBP y TTF. Ello podría alterar el flujo de gas por el IUK (Interconnector UK con Bélgica) que a día de hoy actúa como una tubería bidireccional. El spread entre NBP y TTF proporciona la dirección del flujo de gas, junto con la capacidad de Noruega para alternar suministros a UK o Europa, así como la regasificación de GNL.

En conclusión, en los próximos años veremos como el efecto del cierre de Rough en los precios de gas en UK acaba afectando a la referencia TTF y al resto de hubs en Europa, aumentando su volatilidad y estacionalidad en precios, aunque en menor medida de la que presentará el propio índice NBP.