Notícia
Produtores de GNL alegam escassez de stocks para quebrar contratos com elétricas europeias
Os produtores de GNL estão também a aumentar até 10 vezes os preços pedidos por cada carregamento. A EDP diz estar a "trabalhar para ter o gás necessário para os seus clientes e produção das suas centrais".
Alguns dos países produtores de gás natural liquefeito, como a Nigéria, ou Trinidad e Tobago, estão a optar por cancelar os contratos já estabelecidos com empresas europeias produtoras de energia elétrica, alegando escassez de stocks devido a procura massiva por parte dos países da UE que tentam acautelar as suas reservas para o próximo inverno.
Questionada sobre se está a ser afetada por este problema, fonte oficial da EDP confirma apenas que "Trinidad e Tobago é um dos seus fornecedores de gás natural para a Península Ibérica, mas não comenta contratos específicos com fornecedores".
De resto, a elétrica portuguesa diz estar a "trabalhar ativamente – junto dos seus fornecedores de longo prazo e de compras no mercado – para ter as quantidades de gás necessárias para os seus clientes e produção das suas centrais".
Em causa está um eventual corte total do abastecimento de gás à Europa pela Rússia via gasoduto Nord Stream 1, que vai parar por três dias para manutenção entre 31 de agosto e 2 de setembro. Em vários países soaram já os alarmes sobre a possibilidade de o gasoduto poder não voltar a ser ligado depois destas datas, deixando a UE à mercê dos produtores de GNL de todo o mundo.
Países como o Reino Unido estão já a ir buscar gás em navios metaneiros a destinos tão distantes como a Austrália, por exemplo. A Alemanha optou por estabelecer parcerias com o Canadá. Os Estados Unidos são também uma opção, a par do Egito, da Argélia e do Qatar, entre outros.
De acordo com o El Periódico de la Energia, além de renunciarem aos contratos, os produtores de GNL estão também a jogar com os preços, aumentando os valores pedidos por cada carregamento até 10 vezes.
Segundo fontes do mercado citadas pelo portal espanhol, "já estão a verificar-se atrasos nas entregas e até cancelamentos de navios de GNL" por parte de alguns produtores como "Trinidad e Tobago e Nigéria". A escassez desta matéria-prima começa a ser sentida, com as empresas destes países a alegarem que "já possuem poucas reservas ou que a produção caiu nas últimas semanas", refere o El Periódico de la Enegia. Estas justificações, dizem as mesmas fontes, permitem desviar o GNL para outros mercados que pagem o gás a um preço mais elevado.
E há gigantes de peso nesta corrida, que também não vão abdicar do GNL, que precisam para alimentar as suas economias. No topo está a China, o maior importador do mundo no ano passado, mas também a Coreia do Sul, o Japão, a Tailândia e até a Índia.
Noutra frente, refere a Reuters, os maiores produtores do mundo de GNL, como a Austrália, Qatar e EUA estão a ponderar refrear as suas exportações para que não falte gás nos próprios mercados internos. No caso australiano, o país tem exportado até agora, durante todo o ano, uma média de 100 cargas por navio de GNL, pretendendo impor agora uma redução de 10%. Como consequência, dizem os analistas citados pela Reuters, os preços do gás subirão ainda mais em 2023.
E se há cinco anos era possível contratar três navios por ano de GNL a um preço de 20 euros por MWh, hoje o mesmo gás custa 10 vezes mais nos mercados spot, refere o portal espanhol. No índice holandês TTF, que serve de 'benchmark' para os mercados europeus, o gás está rondar os 300€/MWh e no Mibgas está perto dos 200€/MWh.
Quanto ao GNL, ele é necessário para que os países europeus consigam armazenar gás para o próximo inverno, como exige Bruxelas, mas também é vital a curtíssimo prazo para as grandes elétricas europeias, que o usam como matéria-prima para continuarem a alimentar as centrais térmicas de ciclo combinado e a produzirem a energia elétrica, que por estes dias está a custar centenas de euros (já perto do milhar) em países como a Alemanha, França, Itália e Reino Unido.
Portugal e Espanha são a exceção, por causa do mecanismo ibérico, que prevê para esta quinta-feira um preço médio no mercado grossista ibérico (Mibel) de 161,88 euros por MWh, a que acresce ainda o valor do ajuste de 220,23 euros por MWh, ou seja, 382,11 euros por MWh. Sem mecanismo, portugueses e espanhóis teriam no seu mercado spot um preço para a eletricidade amanhã de 684,22 euros por MWh.
Nos últimos dias, os preços de eletricidade no mercado ibérico subiram de forma expressiva. Em apenas seis dias, o preço médio mais do que duplicou, com uma subida de 108,8% face a 18 de agosto. No entanto, no mesmo período, a subida no preço médio do gás aumentou a um ritmo bem mais lento.
A 18 de agosto, o preço médio do gás natural situou-se nos 157,45 euros/MWh. Volvidos seis dias, este valor cresceu 35,5%, para os 213,34 euros.
Isto numa altura em que os preços do gás natural na Europa estão sob pressão após a estatal russa Gazprom ter anunciado que iria suspender o fornecimento através do gasoduto Nordstream durante três dias.
Questionada sobre se está a ser afetada por este problema, fonte oficial da EDP confirma apenas que "Trinidad e Tobago é um dos seus fornecedores de gás natural para a Península Ibérica, mas não comenta contratos específicos com fornecedores".
Em causa está um eventual corte total do abastecimento de gás à Europa pela Rússia via gasoduto Nord Stream 1, que vai parar por três dias para manutenção entre 31 de agosto e 2 de setembro. Em vários países soaram já os alarmes sobre a possibilidade de o gasoduto poder não voltar a ser ligado depois destas datas, deixando a UE à mercê dos produtores de GNL de todo o mundo.
Países como o Reino Unido estão já a ir buscar gás em navios metaneiros a destinos tão distantes como a Austrália, por exemplo. A Alemanha optou por estabelecer parcerias com o Canadá. Os Estados Unidos são também uma opção, a par do Egito, da Argélia e do Qatar, entre outros.
De acordo com o El Periódico de la Energia, além de renunciarem aos contratos, os produtores de GNL estão também a jogar com os preços, aumentando os valores pedidos por cada carregamento até 10 vezes.
Segundo fontes do mercado citadas pelo portal espanhol, "já estão a verificar-se atrasos nas entregas e até cancelamentos de navios de GNL" por parte de alguns produtores como "Trinidad e Tobago e Nigéria". A escassez desta matéria-prima começa a ser sentida, com as empresas destes países a alegarem que "já possuem poucas reservas ou que a produção caiu nas últimas semanas", refere o El Periódico de la Enegia. Estas justificações, dizem as mesmas fontes, permitem desviar o GNL para outros mercados que pagem o gás a um preço mais elevado.
E há gigantes de peso nesta corrida, que também não vão abdicar do GNL, que precisam para alimentar as suas economias. No topo está a China, o maior importador do mundo no ano passado, mas também a Coreia do Sul, o Japão, a Tailândia e até a Índia.
Noutra frente, refere a Reuters, os maiores produtores do mundo de GNL, como a Austrália, Qatar e EUA estão a ponderar refrear as suas exportações para que não falte gás nos próprios mercados internos. No caso australiano, o país tem exportado até agora, durante todo o ano, uma média de 100 cargas por navio de GNL, pretendendo impor agora uma redução de 10%. Como consequência, dizem os analistas citados pela Reuters, os preços do gás subirão ainda mais em 2023.
E se há cinco anos era possível contratar três navios por ano de GNL a um preço de 20 euros por MWh, hoje o mesmo gás custa 10 vezes mais nos mercados spot, refere o portal espanhol. No índice holandês TTF, que serve de 'benchmark' para os mercados europeus, o gás está rondar os 300€/MWh e no Mibgas está perto dos 200€/MWh.
Quanto ao GNL, ele é necessário para que os países europeus consigam armazenar gás para o próximo inverno, como exige Bruxelas, mas também é vital a curtíssimo prazo para as grandes elétricas europeias, que o usam como matéria-prima para continuarem a alimentar as centrais térmicas de ciclo combinado e a produzirem a energia elétrica, que por estes dias está a custar centenas de euros (já perto do milhar) em países como a Alemanha, França, Itália e Reino Unido.
Portugal e Espanha são a exceção, por causa do mecanismo ibérico, que prevê para esta quinta-feira um preço médio no mercado grossista ibérico (Mibel) de 161,88 euros por MWh, a que acresce ainda o valor do ajuste de 220,23 euros por MWh, ou seja, 382,11 euros por MWh. Sem mecanismo, portugueses e espanhóis teriam no seu mercado spot um preço para a eletricidade amanhã de 684,22 euros por MWh.
Nos últimos dias, os preços de eletricidade no mercado ibérico subiram de forma expressiva. Em apenas seis dias, o preço médio mais do que duplicou, com uma subida de 108,8% face a 18 de agosto. No entanto, no mesmo período, a subida no preço médio do gás aumentou a um ritmo bem mais lento.
A 18 de agosto, o preço médio do gás natural situou-se nos 157,45 euros/MWh. Volvidos seis dias, este valor cresceu 35,5%, para os 213,34 euros.
Isto numa altura em que os preços do gás natural na Europa estão sob pressão após a estatal russa Gazprom ter anunciado que iria suspender o fornecimento através do gasoduto Nordstream durante três dias.
