Llega el invierno, la guerra en Ucrania se alarga y el precio de la energía se resisten a bajar. El del gas se ha pegado un buen batacazo desde los 340 euros el gigavatio/hora de finales de agosto hasta los en torno a 200 de hace unos días, pero aun así sigue siendo un 55% superior al de hace un año. Por el contrario, el diésel ha vuelto a subir y rebasa de nuevo los dos euros el litro en las gasolineras españolas. El negocio de la energía está revolucionado. O por exceso o por defecto. Los llamamientos al ahorro de gas en toda Europa están sosegando la demanda, mientras los esfuerzos por cubrir las reservas han llenado al límite depósitos y tanques subterráneos. La imagen de decenas de barcos metaneros navegando en círculos a la espera de poder descargar el gas natural licuado (LNG) en los puertos españoles asaltaba las retinas de muchos. No hay barcos libres para tanto gas como necesita Europa. Las importaciones de la UE hasta agosto han crecido un 56% respecto a 2021 y en 2023 se espera que aumenten todavía un 10%. Precios y beneficios, por tanto, se disparan. Estos días, las grandes energéticas nacionales están presentando sus resultados hasta septiembre, después de un primer semestre de ganancias históricas. Aunque no son los únicos actores favorecidos por la coyuntura del mercado. Los grandes intermediarios mundiales de materias primas y las navieras, e incluso los astilleros, disponen de un full de ases gracias al gas.
Ya en 2021, antes de que Rusia invadiera Ucrania y cortara el grifo a Europa, el mercado del gas natural licuado, el que se transporta por barco, había dado un vuelco al desbancar China a Japón como primer importador mundial. Su consumo de gas creció un 15%, según las cifras del informe anual que publica el Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (Giignl). Al mismo tiempo, Estados Unidos se convertía en el primer exportador a Europa, tras aumentar sus ventas exteriores casi un 50%. También las elevó Rusia, pero sólo un 6,1%. Un año después, la guerra y el cierre ruso han impulsado aún más las compras europeas a Estados Unidos y aupado a España que, con seis plantas de regasificación y un tercio de la capacidad regasificadora de toda Europa, ya era antes de Vladimir Putin el primer reexportador mundial de gas. De los 3,5 millones de toneladas de gas licuado que se reexportan en el mundo, el 28% viene y va a través de instalaciones españolas.
“No creo que haya 35 metaneros haciendo cola ante los puertos españoles esperando para descargar”, advierte no obstante uno de los brókers del sector consultados por infoLibre. Cada semana, de media, descargan en las seis plantas regasificadoras españolas entre siete y ocho barcos, aseguran fuentes de Enagás, el operador del sistema gasista. La operación –elevar los -160 grados centígrados con que se licúa el LNG para comprimirlo y transportarlo, hasta devolverlo a su estado gaseoso– no dura más de un día. Sólo el pasado septiembre descargaron 27 metaneros, un 42% más que hace un año.
Muchos de esos barcos, explican los analistas, están vacíos, otros se dirigen a puertos de otros países europeos –Francia es el segundo mayor reexportador del continente–… y sí, algunos practican lo que en inglés se llama floating storage, esperando en alta mar a que el precio del gas suba para vender la carga sólo entonces. Al menos es lo que anticipa la cotización de los futuros para noviembre. Los economistas lo llaman contango: el precio del futuro financiero es superior al precio actual del gas. “La demanda volverá a subir con el frío y en unas semanas veremos cómo baja el nivel de los tanques en las terminales de los puertos y los precios aumentan”, pronostica Daniel Semler, de Energy Intelligence.
Fletes sextuplicados
Un cargamento de unos 172.000 metros cúbicos de gas comprado en EEUU y vendido en Europa puede reportar a una energética o a un intermediario de materias primas unos beneficios de 200 millones de dólares, según los cálculos de la naviera noruega Flex LNG publicados por Freightwaves. De forma que sale muy rentable aun pagando los fletes galácticos de los metaneros, que también han escalado desde 2021 al ritmo de la extraordinaria demanda. El alquiler de uno de estos barcos roza en estos momentos los 500.000 dólares/día, según confirman los brókers consultados por este periódico. El informe anual de Giignl sitúa la media para un barco de 160.000 metros cúbicos en 2021 en 89.200 dólares diarios; en 2020 era sólo de 59.300 dólares. Es decir, los fletes se han multiplicado casi por seis en un año.
Esto es así sobre todo para los contratos spot –al contado– y a corto plazo, los que Giignl registra cuando tienen una duración inferior a los cuatro años. Son los más volátiles. Y a los que se dedican grandes intermediarios mundiales como Glencore, Trafigura o Vitol, aunque no sólo. Según los datos de septiembre del bróker Clarksons, los fletes de un año se han encarecido un 25% respecto a 2021 y alcanzado ese mes el precio más alto desde 2012. Las transacciones spot y a corto plazo representaron el 36,6% de las operaciones de compraventa de gas cerradas en 2021, explica el informe del lobby gasista, 136,3 millones de toneladas. En 2017 no superaban el 28%. Y Estados Unidos es el principal exportador de LNG con este tipo de contratos, pues suministra el 32,2% del gas vendido al contado.
Gracias a los elevados precios de todas las materias primas, Glencore ganó 18.900 millones de dólares en el primer semestre de este año, el doble que en todo el ejercicio de 2021. Los beneficios de Trafigura crecieron un 27% entre octubre de 2021 y marzo de 2022 respecto al mismo periodo del año anterior, hasta alcanzar los 2.700 millones de dólares, como resultado de un aumento del 73% en sus ingresos. Vitol terminó el primer semestre con unos resultados de 4.500 millones de dólares, más de lo que ganó en todo 2021, según la agencia Reuters. Glencore y Vitol tienen sus sedes en Suiza; Trafigura, en Singapur.
Contratos a 20 años
Las grandes compañías energéticas, en cambio, prefieren los contratos a largo plazo, precisamente para evitar los vaivenes de precios. Estos son a muy largo recorrido tanto para comprar el gas en origen como para transportarlo. En España, Naturgy tiene una cuota de mercado del 48%, y Endesa casi del 20%. El informe anual del lobby gasista Giignl registra los contratos en el sector de LNG en todo el mundo. En 2021, Naturgy firmó dos contratos a corto plazo: uno de dos años con la francesa Engie para comprar gas en Puerto Rico y otro con BP para traerlo de Trinidad y Tobago. Pero la parte sustancial de sus compras las hace a través de los nueve contratos a 20 o incluso 22 años que tiene suscritos para proveerse de gas natural desde Nigeria, Rusia –hasta 2038–, Trinidad y Tobago, Estados Unidos, Omán y Catar. También ha cerrado un contrato con la multinacional Shell a 17 años. Además, la empresa de Francisco Reynés posee el 3,7% de una planta de licuefacción en Omán y el 47,5% de la regasificadora de Peñuelas en Puerto Rico.
Hasta junio, Naturgy ganó 717 millones de euros, un 48% más que hace un año, tras facturar 16.737 millones, lo que representa un alza del 83,3% respecto al mismo periodo de 2021. La energética atribuye buena parte de su éxito este ejercicio al buen funcionamiento del negocio internacional del gas licuado. De hecho, el resultado bruto de explotación (Ebitda) de este segmento le reportó hasta junio 436 millones de euros, lo que multiplica por cinco el del mismo periodo de 2021. Según explica la empresa en su informe de resultados del primer semestre, los precios elevados del gas y el diferencial creciente entre la cotización del TTF, la referencia europea para la venta, y el Henry Hub, la estadounidense para la compra –mucho más barata– le han proporcionado “mayores márgenes”: cuatro veces los que consiguió hace un año.
Sólo 22 metaneros en manos de empresas españolas
Para transportar el gas, Naturgy cuenta con una flota de 12 metaneros, según consta en su página web, todos ellos fletados a distintas navieras: tres a Naviera Elcano, cuatro a la noruega Knutsen, dos a Flex LNG, dos a la canadiense Teekay –ahora llamada Seapeak– y uno a la también noruega Höegh.
Sólo una compañía española cuenta con metaneros en su flota: Naviera Elcano. Según los registros de la patronal de los armadores Anave, la flota de metaneros en manos españolas se compone de sólo 22 barcos, de los cuales 16 navegan bajo bandera española. La flota mundial la componen 588 buques LNG de más de 50.000 metros cúbicos.
Naviera Elcano es propiedad en un 58,23% de Grupo Nosa Terra 21, a su vez en manos de la familia dueña del hospital privado vigués Povisa. Otro 20,25% lo posee Abanca y un 25% Naviera Murueta. En 2021 ganó 9,48 millones de euros, tras haber perdido 2,56 millones en 2020. De los tres barcos fletados por Naturgy, sólo el Castillo de Villalba tiene pabellón español, los otros dos están abanderados en Malta.
Teekay es la empresa que compró en 2004 la naviera de Fernando Fernández Tapias, que tenía cuatro buques gaseros, fletados por Repsol y las que entonces aún eran Gas Natural y Unión Fenosa –hoy Naturgy–. El precio de la operación ascendió a 442 millones de euros. El acuerdo de venta incluía la creación de una sociedad al 50% entre la canadiense y el empresario español para gestionar el negocio del LNG. Seapeak ganó 202,46 millones de dólares en el primer semestre de este año, un 37,4% más que el año anterior. También ha sido mortal el salto dado por Höegh, que ha pasado de unas pérdidas de 6,6 millones de dólares en los primeros seis meses de 2021 a unos beneficios de 88,8 millones este ejercicio.
Endesa tiene suscritos tres contratos a largo plazo para proveerse de gas en Nigeria, Estados Unidos y Catar. Además, le compra a Naturgy en EEUU. Su flota la componen cuatro barcos, que alquila a Knutsen, Flex LNG y a la griega Gaslog. Las ganancias de Endesa ascendieron a 916 millones en los primeros seis meses del año, un 10% más que en 2021. A la compañía de José Bogas, el negocio de traer gas de Estados Unidos también le ha salido a cuenta. En su informe semestral, explica que el gas que compra a Corpus Christi Liquefaction LLC en Texas lo vende luego a Enel, la compañía italiana que posee el 70% de Endesa, y a Endesa Energía SAU. Hasta junio las compras y ventas se elevaron a 603 millones de euros, mientras que en el primer semestre fueron de 296 millones. Es decir, las ha duplicado.
Iberdrola y Repsol vendieron sus negocios de gas
Iberdrola también tenía su propio negocio gasista hasta que lo vendió en 2019 a Pavilion Energy, con sede en Singapur. El acuerdo incluyó los contratos que la energética de Ignacio Sánchez Galán tenía a largo plazo –20 y 21 años– para comprar gas en Noruega y Estados Unidos. Además, había suscrito otro con la italiana ENI y dos con BP y Glencore.
Fue en 2013 cuando Repsol vendió su negocio de gas natural licuado. El comprador fue el gigante británico Shell y el precio, 5.100 millones de euros. Pero aún posee una planta de regasificación en Canadá –Canaport– y un barco, el BW Lilac, fletado a la noruega BW Gas. Además, ha aumentado su participación en un proyecto en Argelia con la empresa estatal Sonatrach y antes de que acabe este año comenzará a producir gas junto con BP en Trinidad y Tobago. La compañía que preside Antonio Brufau ganó 3.222 millones de euros hasta septiembre, un 66,2% más que en el mismo periodo de 2021. La empresa atribuye buena parte de ese aumento a la subida de los precios a los que ha vendido el crudo y el gas. Estos últimos se han duplicado desde 2021: de 3,9 dólares por 1.000 pies cúbicos a 7,9 dólares, indica Repsol en su último informe trimestral.
Finalmente, Cepsa sólo tenía hasta este mismo año un contrato con Sonatrach, la compañía pública argelina.
Enagás, el operador del sistema, también ha llegado al tercer trimestre con más beneficios, 353,4 millones de euros, un 15% más que hace un año pero, matiza, gracias a las plusvalías generadas por la venta de su participación del 45,4% en GNL Quintero, una regasificadora ubicada en Chile, y por la entrada del fondo Clean H2 Infra Fund en Enagás Renovables. El aumento de la actividad en sus plantas de regasificación –un 85%– no se traduce en una explosión de los beneficios, explican fuentes de la empresa, porque cobran unas tarifas fijas por descargar. La suya es una actividad regulada.
Las energéticas que pagarán por beneficios extra: Repsol y Cepsa los doblan, Naturgy gana un 48% más e Iberdrola un 35%
Pero Enagás sí que ha tenido que publicar una nota de operación, el pasado día 17, para explicar los “pequeños” retrasos que están sufriendo los barcos a la hora de descargar en las plantas españolas. “Es una situación generalizada en toda la UE”, justifican las mismas fuentes. La compañía prevé que los “altos niveles de ocupación de los tanques” se mantengan “al menos, hasta la primera semana de noviembre”.
Astilleros con los diques llenos
La incertidumbre sobre los precios del gas va a continuar en 2023, coinciden los conocedores del mercado. Pero el tirón del LNG no se intimida. Alcanza incluso a los astilleros. En 2021, se contrató en todo el mundo la construcción de 85 buques LNG y 124 en lo que va de este año, según datos de la consultora Clarksons publicados por la patronal Anave. Y la expansión puede continuar, pese a que los astilleros especializados en este tipo de barco –surcoreanos y chinos– tienen colgado el cartel de completo hasta 2025 y no entregarán ningún buque nuevo antes de 2027. Construir un metanero costaba 186 millones de dólares a principios de 2021; el pasado septiembre el precio ya alcanzaba los 240 millones. La inversión mundial en estos buques de alta tecnología y gran capacidad sumaba 24.200 millones de dólares entre enero y agosto, por encima de la dedicada a cualquier otro tipo de barco.
Las previsiones de Clarksons son que la flota mundial crezca un 4,6%% este año y un 3,2% en 2023. Pero no sólo por la inyección de adrelina que ha disparado los precios del gas en Europa, sino también porque, explican los brókers consultados, Catar tiene en marcha un megaplan de expansión de 30.000 millones de dólares que pretende convertir al emirato en el primer exportador mundial de gas natural licuado –ya ha encargado 44 barcos y en 2023 se esperan otros 25 pedidos– y porque Estados Unidos seguirá con su ritmo creciente de exportaciones.
Llega el invierno, la guerra en Ucrania se alarga y el precio de la energía se resisten a bajar. El del gas se ha pegado un buen batacazo desde los 340 euros el gigavatio/hora de finales de agosto hasta los en torno a 200 de hace unos días, pero aun así sigue siendo un 55% superior al de hace un año. Por el contrario, el diésel ha vuelto a subir y rebasa de nuevo los dos euros el litro en las gasolineras españolas. El negocio de la energía está revolucionado. O por exceso o por defecto. Los llamamientos al ahorro de gas en toda Europa están sosegando la demanda, mientras los esfuerzos por cubrir las reservas han llenado al límite depósitos y tanques subterráneos. La imagen de decenas de barcos metaneros navegando en círculos a la espera de poder descargar el gas natural licuado (LNG) en los puertos españoles asaltaba las retinas de muchos. No hay barcos libres para tanto gas como necesita Europa. Las importaciones de la UE hasta agosto han crecido un 56% respecto a 2021 y en 2023 se espera que aumenten todavía un 10%. Precios y beneficios, por tanto, se disparan. Estos días, las grandes energéticas nacionales están presentando sus resultados hasta septiembre, después de un primer semestre de ganancias históricas. Aunque no son los únicos actores favorecidos por la coyuntura del mercado. Los grandes intermediarios mundiales de materias primas y las navieras, e incluso los astilleros, disponen de un full de ases gracias al gas.