España rebosa hidrocarburos. La capacidad de almacenamiento en nuestro país está en niveles máximos, tal y como asegura el consejero delegado de la Compañía Logística de Hidrocarburos, Jorge Lanza.
Las petroleras han aprovechado la fuerte bajada de precios para hacer acopio de producto y mejorar posteriormente sus márgenes, una situación que recibe el nombre técnico de contango. Este mismo efecto ha contribuido también a provocar el shock petrolero del West Texas -que cotizó en negativo- por la falta de capacidad de almacenamiento en EEUU, que alcanza en estos momentos su nivel máximo, tal y como indica el Energy Administration Department.
En España, por contra, los datos del almacenamiento de hidrocarburos son considerados estratégicos por las petroleras que no facilitaron datos por su política comercial y apenas hay incluso detalles de la capacidad instalada en el país.
La Agencia Internacional de la Energía es la encargada de la gestión de las reservas estratégicas de petróleo junto con los organismos nacionales, en el caso español, la Corporación de Reservas Estratégicas de Petróleo. Hay que remontarse a un informe confidencial de la última revision en 2011, al que tuvo acceso elEconomista, para saber que el Gobierno cifraba la capacidad en 28,3 millones de metros cúbicos repartidos en 137 ubicaciones.
Una capacidad desconocida
Según los datos a los que ha accedido este diario correspondientes al pasado enero, España cuenta con una capacidad de 14 millones de metros cúbicos de almacenamiento logístico, de los que algo más de la mitad corresponden a los tanques de CLH y el resto a distintos operadores (ver gráfico). La otra gran parte está situada dentro de las refinerías (8,1 millones de metros cúbicos), que suponen una capacidad similar a la de CLH, lo que ascendería a unos 23 millones de metros cúbicos. Se desconoce donde está la capacidad para almacenar los otros 5 millones de metros cúbicos, pero lo que sí es cierto es que los depósitos están al máximo y las perspectivas de rotación del producto son lentas.
El Gobierno ha autorizado la venta de las llamadas gasolinas de invierno -preparadas para una combustión más fácil con el frío- durante el verano por la fuerte caída del consumo que ha generado el Covid-19.
Este extremo además tendrá un impacto considerable en las infraestructuras logísticas, ya que en el caso de los carburantes, a diferencia de la electricidad o el gas natural, no cuenta con una retribución regulada. De hecho, el pasado viernes, la CNMC alertó al Gobierno del riesgo de esta situación para la solvencia de CLH, cuyo papel como operador logístico es estratégico.
La caída del consumo interno de carburantes se situó en marzo en un 25%, empeoró en abril y comienza a mejorar en mayo. La importación de crudo retrocedió un 11% en marzo y se han incrementado las exportaciones de gasolinas y gasóleo y las naftas (materias primas para la industria petroquímica) hacia Venezuela y Francia, según los datos de Cores.
Por consumos, según explicó el consejero delegado de CLH en Enerclub, "los servicios de puesta a bordo son los más impactados. La plantilla se adapta a la demanda. Hay aeropuertos que tienen recorte de horarios y en algunos se hacen a demanda; cuando te llaman tienes que responder en un plazo de tres horas. Se opera desde una terminal".
"En aviación, los operadores creen que la temporada de verano está perdida y a partir de ahí las incertidumbres que persistan de cuando van a querer viajar las personas", indicó el ejecutivo, que añadió que "en China se han cambiado algunos hábitos. Se desaconseja el transporte público y sube el privado, pero el teletrabajo va en la dirección contraria. La respuesta está por ver. Los hábitos irán encaminados a un menor consumo, no a más".
En aviación, en los países en los que CLH opera (Oman, Panamá, Ecuador, Irlanda, Reino Unido, las bajadas son del 90%. "En automoción se ve una caída del 70%, muy similar a la de España. En Italia, que lo estuvimos mirando para prepararnos, la caída es muy similar", explicó Lanza.
Refinerías a medio gas
Con esta situación, Repsol, Cepsa y BP han tenido que ajustar la producción de sus refinerías. La refinería de Coruña, que debía regresar de un mantenimiento regular en marzo, sigue sin funcionar. Repsol ha mantenido su craqueador catalítico de fluidos en Coruña fuera de línea durante abril y redujo su producción de FCC en Bilbao y Puertollano, para garantizar un menor rendimiento de la gasolina en medio de una demanda interna y de exportación más débil de los EEUU. La empresa también ha detenido el Isomax en su complejo de Tarragona en medio de una caída del 93% en la demanda de combustible para aviones. En la actualidad, solo las refinerías de Puertollano y Tarragona, situadas cerca de Madrid y Barcelona están produciendo cantidades mínimas de combustible para aviones con los que abastecer los pocos vuelos que hay en estos momentos. Así, la tasa de utilización en abril fue del 80% para las refinerías, dijo, con la misma tasa de conversión. Eso ha cambiado a un 72% de destilación y un 83% de conversión durante la primera semana de mayo.
Petronor, por su parte, detuvo su unidad de crudo 2 de la línea en Bilbao el pasado 9 de mayo hasta que las condiciones del mercado mejoren. La parada afectará al 40% de la destilación de crudo de la refinería. El visbreaker fue detenido el 6 de abril, mientras que la FCC en Bilbao también fue desconectada desde la declaración de la pandemia. Galp ha suspendido temporalmente la producción en la refinería de Matosinhos y paralizó temporalmente las operaciones en su refinería de Sines.
