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EL MERCADO DE GAS NATURAL

3. EL MERCADO DE GAS NATURAL Carlos Cots de la Natividad Gas Natural Comercializadora

El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95%. El gas natural es una fuente de energía versátil que puede ser utilizada en ámbitos muy variados. Aplicaciones domésticas, comerciales e industriales en la producción de calefacción y calor junto con la generación de electricidad son sus principales usos tradicionales y así como carburante en transporte. Las reservas mundiales de gas natural, aunque limitadas, son muy importantes y las estimaciones de su dimensión continúan progresando a medida que las nuevas técnicas de explotación, de exploración y de extracción son descubiertas. Las reservas de gas natural son abundantes y ampliamente distribuidas por el mundo. Se estima que una cantidad signi¿cativa de gas natural queda aún por descubrir. Las reservas probadas son aquellas que podrían ser producidas con la tecnología actual. Las mayores reservas mundiales se encuentran en Oriente Medio, con el 41% del total mundial. Junto con la antigua Unión Soviética, que representa el 30% de las reservas mundiales, suponen aproximadamente casi las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

Las reservas mundiales de gas natural se han multiplicado por más del doble en el transcurso de los últimos veinticinco años para alcanzar en el 2008, los 181 trillones de metros cúbicos. El ratio mundial de reservas de gas natural respecto a la producción a niveles actuales está en el entorno de los 60 años. Esto representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los actuales niveles de producción. GRÁFICO 1. RESERVAS PROBADAS POR ZONAS FINAL 2008

AM RICA DEL NORTE 749,5 24,5%

EUROPA OCDE 300,9 9.8%

EUROPA ORIENTAL 814,6 26,7%

ORIENTE MEDIO

201,5 6,6% AM RICA CENTRAL Y SUR

339,0 12,4%

FRICA

199,5 6,5%

ASIA-OCEANŒA

410,6 13,4%

Fuente: Sedigas

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EL MERCADO DE GAS NATURAL

GRÁFICO 2. PRODUCCIÓN COMERCIALIZADA DE GAS NATURAL POR ZONAS. AÑO 2008

Fuente: Sedigas y Cedigas

La producción comercializada mundial alcanzó en el año 2008 los 3.000 bcm (billones de metros cúbicos). Siendo las zonas de la antigua Unión Soviética con el 27% y América del Norte con el 25% las que mantienen el liderazgo, que juntamente suponen aproximadamente casi la mitad de la producción mundial. No obstante, hay que señalar que el crecimiento de la producción comercializada en los últimos años se está produciendo principalmente en las zonas de Asia-Oceanía y Oriente Medio, acompañadas en menor medida de África y América del Sur. Mientras que en América del Norte y la antigua Unión Soviética se mantiene en los mismos niveles que en años anteriores.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

GRÁFICO 3. PRODUCCIÓN COMERCIALIZADA DE GAS NATURAL POR ZONAS. AÑO 2008

Fuente: Cedigaz GRÁFICO 4. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN COMERCIALIZADA POR ZONAS HASTA EL 2008

Fuente: Cedigaz

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EL MERCADO DE GAS NATURAL

El gas natural representa casi la cuarta parte del consumo energético mundial La distribución de la Demanda mundial de esta producción comercializada se reÀeja en el cuadro adjunto, donde en 2008 entre America del Norte y Europa se concentran 2/3 del consumo mundial. Es relevante indicar que en los últimos años en todos los mercados se aprecian fuertes crecimientos de demanda a excepción de América del Norte y Europa Oriental. GRÁFICO 5. PRODUCCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL POR ZONAS

Fuente: Cedigaz

Como consecuencia de la diferente ubicación de la oferta y la demanda, hay un comercio internacional desde las zonas netamente exportadoras (Europa Oriental, África y Oriente Medio) a las zonas importadoras (Europa OCDE y Asia-Oceanía.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

GRÁFICO 6. PROPORCIÓN DE RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO POR ZONAS AÑO 2008

Fuente: Cedigaz y Sedigas

Los principales movimientos del comercio internacional se muestran en la ¿gura adjunta.

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GRÁFICO 7. MAYORES MOVIMIENTOS DE GAS NATURAL Y GNL EN EL MUNDO (BCM) EN 2008

Fuente: BP Satatistical review of World Energy, junio 2009.

La producción comercializada objeto de intercambios internacionales es inferior al 30% del total. El comercio por vía marítima con buques de GNL (gas natural licuado) representó el 25% del comercio internacional de gas, aunque el desarrollo de nuevas capacidades de licuefacción y plantas de regasi¿cación está acelerando la comercialización con GNL. El bajo porcentaje de intercambios internacionales se debe principalmente a los altos costes de transporte. Transportar gas natural es complejo y requiere inversiones altas, mientras que la mayoría de las reservas están lejos de los centros de consumo. Igualmente, la construcción y la gestión de los gasoductos crean problemas legales y logísticos. Los principales países exportadores por gasoducto fueron la Federación de Rusia, Canadá, Noruega, los Países Bajos, Argelia y el Reino Unido. La primera zona de importación

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

por gasoducto, independientemente de los Estados Unidos que absorbió todas las exportaciones canadienses, fue Europa. En relación con el comercio internacional vía marítima con GNL (gas natural licuado) destacamos dos cuencas: la cuenca del Pací¿co (demanda en Japón, Corea del Sur, India, China y Taiwán) y la cuenca Atlántica (demanda en Europa y América del Norte). Los principales países importadores de GNL se muestran en la tabla adjunta. Tres países acaparan el 60% de la demanda. IMPORTACION GNL

2007

2008

2009

JAPON

92,2

95,6

89,0

COREA DEL SUR

35,3

37,7

35,6

ESPAÑA

25,1

29,1

26,5

INDIA

11,7

11,7

13,2

FRANCIA

13,4

13,0

13,2

U.S.A.

22,2

9,9

13,0

TAIWAN

11,7

12,6

12,1

REINO UNIDO

1,5

1,0

10,4

CHINA

4,0

4,6

7,6

BELGICA

2,8

2,6

6,3

TURQUIA

5,8

5,7

6,2

ITALIA

2,6

1,8

4,4

MEXICO

2,8

3,5

3,5

PORTUGAL

2,9

2,8

2,8

OTROS

2,5

2,6

4,8

237

234

249

Unidades en BCM

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EL MERCADO DE GAS NATURAL

Los principales países exportadores de GNL fueron Qatar, Indonesia, Malasia y Australia para la cuenca del pací¿co y Nigeria, Argelia, Trinidad y Egipto, para la cuenca Atlántica. CAPACIDAD LICUAR GNL

2007

2008

2009

QATAR

41,3

41,8

50,2

INDONESIA

37,1

37,1

34,5

MALASIA

31,9

32,6

32,6

NIGERIA

25,0

29,7

30,6

ARGELIA

28,6

28,6

28,6

AUSTRALIA

21,1

21,9

26,9

TRINIDAD

20,8

20,8

20,8

EGIPTO

16,8

16,8

16,8

OMAN

15,3

15,3

15,3

BRUNEI

10,8

10,8

10,8

-

-

8,3

ABU DHABI

7,9

7,9

7,9

NORUEGA

1,0

5,7

5,7

GUINEA EC.

3,5

5,1

5,1

LIBIA

1,0

1,0

1,0

OTROS

1,8

1,7

5,1

264

277

300

RUSIA

Unidades en BCM/año

Como consecuencia del porcentaje reducido de gas natural intercambiado en relación con el gas producido, no existe un verdadero mercado global, sino más bien mercados regionales, que poseen diferentes niveles de organización, de madurez y de estructuras del mercado.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

Los principales mercados regionales son América del Norte, Europa Occidental, y la antigua Unión Soviética. Otros mercados regionales, como el latinoamericano y el de los países de la región Asia-Pací¿co, adquieren cada vez más importancia. Tradicionalmente, los gobiernos han considerado al sector de la energía como un sector estratégico y demasiado importante como para dejarlo a las fuerzas del mercado. El mercado del gas natural era considerado como un monopolio natural y generalmente las empresas de Estado controlaban esta industria. Como consecuencia de las crisis energéticas de los años setenta, el sector pasó por reformas estructurales que tenían como objetivo la apertura del mercado a la competencia para reducir los costos y mejorar los rendimientos económicos y la e¿ciencia. Estas políticas de liberalización se desarrollan de diferentes formas y a distintas velocidades según los países. Pueden incluir la privatización, la introducción de competencia basada en el acceso de terceras partes a la infraestructura de oferta de gas, el desmantelamiento del monopolio de Estado o reformas legislativas. El objetivo es la reducción de la intervención directa de los gobiernos sobre los mercados y el suministro de gas natural a bajos precios, transparentes y competitivos. Durante las últimas décadas los mercados de gas natural se han caracterizado por la liberalización, tanto en países desarrollados como en países en desarrollo. El desarrollo del mercado del gas natural en Europa Occidental está ligado al descubrimiento del campo de Groningen en Holanda y a la construcción de los primeros gasoductos internacionales que conectaron este campo con Bélgica, Alemania y Francia. La construcción de las redes transeuropeas se aceleró entre 1970 y 1990 después de la primera crisis del petróleo. Estos gasoductos sentaron las bases de una vasta red de interconexión a través de Europa, desde Eurasia hasta el corazón de Europa, desde Noruega hasta España, y desde Argelia otra vez hasta el corazón de Europa. La primera Directiva de la Unión Europea 98/30/EC estableció el ¿n de los mercados monopolísticos nacionales, Gas Natural en España, Gaz de France en Francia, Rurhgas en Alemania, Grupo Snam en Italia, Gasunie en Holanda, Distrigaz en Bélgica, Galp en Portugal, OMV en Austria, etc. El objetivo de la Directiva era promover la liberalización e integración de los distintos mercados europeos, a través del abandono del sistema de concesiones y de permitir sin restricciones el acceso de terceros a las redes de transporte y distribución a las compañías

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comercializadoras. Donde se viera cada mercado nacional como un engranaje dentro de un mercado mayor, el europeo. La segunda Directiva en 2003 profundizó en la regulación del acceso de terceros a la red, la separación de actividades y estableció la apertura de mercado para todos los clientes a partir del 2007. Estas Directivas se han visto implementadas con la aprobación del tercer paquete energético en julio de 2009 que pretende lograr un mercado europeo de gas e¿ciente y competitivo, que no plantee obstáculos a la entrada de nuevos competidores en el mercado, o en el acceso a las redes y al mismo tiempo garantice la protección a los clientes y la seguridad de suministro. Contratos largo plazo Durante la época del mercado regulado y la existencia de monopolios estatales, los contratos de compra-venta que se establecieron en Europa occidental fueron contratos físicos a largo plazo, con duración entre 20 y 30 años entre las compañías nacionales con la garantía del Estado y las grandes compañías productoras. (Pocos actores) Estos contratos, todavía en vigor, disponen de clausulas muy restrictivas de garantía de consumo (take or pay), cláusulas de destino (sin posibilidad de desvío a otros mercados), con precios generalmente indexados a la evolución de petróleo y /o productos derivados del mismo y con fórmulas de revisión del precio cada 3 o 4 años para ajustarse a las evoluciones del mercado en el largo plazo. La metodología del cálculo del precio se basa en la determinación del valor netback de las energías alternativas que desplazaba el gas natural en cada país. La aplicación del precio suele ser mensual/trimestral con periodos de referencia de las variables entre tres y nueve meses con el objetivo de dar estabilidad al precio y evitar oscilaciones de los mercados spot del petróleo. Estos contratos a largo plazo se establecieron por un lado con el objetivo de garantizar el suministro base al país comprador y por otro garantizar una retribución razonable de las costosas inversiones que suponen los proyectos de transporte del gas, o bien a través de grandes gasoductos o a través de la cadena del GNL (Licuefacción – Metanero – Regasi¿cación) y por tanto tenían un periodo de maduración importante.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

En este tipo de contratos el riesgo es compartido entre el vendedor (riesgo de precio) y el comprador (riesgo de volumen). Actualmente, los contratos a largo plazo son ampliamente utilizados entre productores y comercializadores, el 80% de las importaciones de la Unión Europea están sujetas a contratos a largo plazo. Los precios de los contratos de aprovisionamiento a largo plazo no son conocidos. La diferencia sustancial entre el momento actual de madurez en el desarrollo de la liberalización y la situación de monopolio en relación con estos contratos a largo plazo es que mientras que el número de productores se mantiene, el número de comercializadores se ha multiplicado por diez y por tanto se ha robustecido la posición de los productores y consecuentemente empieza a haber preocupación en los mercados. Ejemplos en 2007: Irán propone a Rusia crear una OPEP del gas Moscú insiste en coordinarse con los países productores y asistirá a la primera cumbre en Qatar EL PAIS PILAR BONET / ÁNGELES ESPINOSA - Moscú / Teherán - 31/01/2007 Rusia admite que ve con “interés” crear una ‘OPEP del gas’ con Irán Expansión - Javier Blas. Londres - 02/02/2007 UE preocupada por posible cártel gas Rusia y Argelia Jueves 25 de Enero, 2007 6:13 GMT. Reuters - Jeff Mason y Marcin Grajewski Hemos pasado de monopolios naturales en la compra y oligopolio en la venta, donde las relaciones eran de pocos con pocos, a un cambio tras la liberalización, donde aparecen muchos en la compra y los mismos en la producción (relación muchos–pocos). Esto hace perder capacidad negociadora a los comercializadores. El poder de mercado se ha incrementado para los productores y la capacidad de negociación de los compradores se ha reducido. Adicionalmente los productores han crecido mucho y ya no necesitan los contratos de venta a LP para obtener ¿nanciación.

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EL MERCADO DE GAS NATURAL

La evolución de los mercados de gas Europeos, pasando de mercados regulados a liberalizados, ha supuesto adicionalmente la creación de mercados OTC y mercados organizados, así como la creación de hubs para el mercado mayorista de gas natural. Ya no es necesario para comercializar disponer de acuerdos a largo plazo con el productor. Los mercados OTC (Over the counter) son acuerdos bilaterales para entregas de gas a un precio ¿jo en un momento determinado. Es el más líquido de los mercados mayoristas en Europa. La compra-venta se realiza en puntos físicos o virtuales (hubs). Existes mercados OTC Spot y OTC Forward dependiendo de para cuando se negocie la entrega de gas. La información de precios es con¿dencial entre las partes. Los mercados organizados son plataformas gestionadas por un operador independiente (en colaboración con el transportista) donde se establecen diferentes productos a un precio determinado. Los hubs permiten el trading físico de gas y éste a su vez, contribuye al desarrollo y consolidación de los hubs. El hub permite atender las necesidades operativas de los agentes, fomenta la competencia gas-gas, promueve el arbitraje entre mercados, permite valorar la Àexibilidad y contribuye a la creación de un mercado de gas a plazo. El trading fomenta la diversidad de orígenes de gas, permite aumentar la liquidez, facilita la gestión del riesgo, aprovecha las oportunidades de arbitraje y contribuye a optimizar el uso de las infraestructuras. Una vez que el trading en el hub se desarrolla hasta convertirse en un mercado líquido, surgen los mercados spot y de futuros. El objetivo para las transacciones de gas es pasar de la indexación tradicional asociada al petróleo, a nuevas referencias que puedan reÀejar correctamente la situación del suministro y la demanda. Como se ha observado en los Estados Unidos y Europa, los hubs serán los centros donde se van a crear estas referencias de precios y deben, mediante el aumento del volumen de transacciones, adquirir el status de precio del mercado.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

Los hubs europeos mas desarrollados han surgido de los mercados de balance o del tránsito, recogen transacciones comerciales asociadas a la red de transporte e intercambios en puntos de entrada al sistema. El trading de gas en Europa se realiza fundamentalmente en operaciones bilaterales con precio y que cuentan, en general, con intermediarios (brokers) que son quienes publican los precios: NBP, Zeebrugge, TTF, NCG. Además suele haber mercados organizados (de balance y de futuros) si bien tienen un papel residual. GRÁFICO 8. LOCALIZACIÓN DE ALGUNOS PUNTOS DE INTERCONEXIÓN Y DE LOS HUBS EUROPEOS m SIGNIGICATIVOS EN RELACIÓN CON EL CENTRO DE GRAVEDAD DE MERCADO ESPAÑOL

Fuente: CNE

Del análisis y la comparación de los principales hubs europeos se ha deducido que no existe correlación entre el desarrollo del mercado ¿nal y el desarrollo de los hubs, de hecho en los mercados de Alemania, Francia e Italia que están lejos del grado de apertura

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EL MERCADO DE GAS NATURAL

y liberalización de España, pero están dando pasos para desarrollar un hub con características formales. Así cuentan con un precio de referencia, aunque en la práctica carecen de su¿ciente liquidez, especialmente en el caso de Italia. Sin embargo si se ha encontrado correlación entre el desarrollo de los hubs y la Àexibilidad de los sistemas, mientras que en el Reino Unido la tolerancia del sistema es del 0%, en Bélgica han de cumplir los comercializadores con balances horarios o en Francia la regasi¿cación es obligada. La tolerancia del sistema español, solo en el AOC llega al 50% sin penalizaciones y la regasi¿cación no es vinculante. El hub más importante en Europa es el NBP, este mercado es básicamente un mercado spot con un punto de entrega en el National Balancing Point (NBP); un punto hipotético en la red en el cual Transco, gestor del sistema gasista británico, equilibra la red de alta presión. (Si el suministro y la demanda combinada de gas de todos los transportistas está desequilibrada, el gestor del sistema está obligado a restablecer ese equilibrio. Bajo este concepto, y debido al gran número de puntos de entrada y salida del gas en la red y a la relativamente reducida distancia entre ellos, el sistema británico se considera como un único almacén, y el gas por el que se ha pagado un tanto de entrada se considera que está en el NBP, es decir, en el mercado. Para tomar gas en el NBP hay que pagar un tanto de salida. De esta manera, todos los suministros de gas transportados por la red de alta presión de Transco pueden negociarse en el NBP. Las transacciones las facilita Transco, que registra los volúmenes de gas negociado y proporciona los servicios de transporte. Los participantes en el mercado británico del gas natural disponen de cuatro mecanismos de trading: - Los contratos bilaterales. - Los mercados spot. - El mercado sobre el sistema. - El mecanismo de Àexibilidad. (Introducido para facilitar la determinación del valor del gas natural necesario para restablecer equilibrio en la red de transporte). Este hub tiene registrados 229 agentes y un volumen negociado de 880.000 GWh/mes El NBP es el único hub en Europa con un “churn” del 15 por ciento. El “churn” en un mercado de materias primas describe el proceso mediante el que los participantes en el mercado compran y venden repetidamente con el ¿n de “re¿nar” sus posiciones y asegu-

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

rarse de que compran lo más barato posible. El nivel de “churn” es una señal de la salud y liquidez del mercado. El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. El Henry Hub es propiedad y está operado por el gasoducto Sabine Pipe Line, LLC, que a su vez es una empresa propiedad al 100% de ChevronTexaco. El Sabine Pipe Line parte del este de Texas cerca de Port Arthur, discurre a través del sur de Louisiana, no muy lejos del Golfo de México, y termina en Vermillion Parish, Louisiana, en el Henry Hub cerca de la ciudad de Erath. El Henry Hub está físicamente situado en la planta de gas Henry del Sabine. El Henry Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales, en conjunto, estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa del Golfo. El New York Mercantile Exchange (NYMEX) utiliza el Henry Hub como el punto de entrega para su gas natural contrato de futuros. El contrato de futuros NYMEX de gas comenzaron a cotizar el 3 de abril de 1990 y es actualmente objeto de comercio 72 meses en el futuro. Entregas en el NYMEX Henry Hub se tratan de la misma manera que las transacciones del mercado de dinero. Muchos vendedores de gas natural también utilizan el Henry Hub como su punto físico de entrega del contrato o de su precio de referencia para operaciones al contado de gas natural. Estos dos hubs situados a ambos lados de la cuenca del Atlántico, se han convertido en indicadores de precios a nivel mundial, permitiendo en los últimos años a las compañías arbitrajes de precios entre ellos. En el mercado español se han desarrollado mercados OTC, a través de una plataforma gestionada por Enagas, el gestor técnico del sistema español, con 30 partes negociadoras en activo, que pueden comerciar gas en ocho puntos de equilibrado distintos, las seis terminales de GNL, el punto de equilibrado virtual (AOC) y el punto de almacenamiento subterráneo virtual. El volumen de energía negociada en este mercado OTC ha sido de 714 GWh en el año

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EL MERCADO DE GAS NATURAL

2009, lo que representa un churn de alrededor de 2. En torno al 95% de estos volúmenes se negocian en los terminales de GNL. Se adjunta gra¿co con datos de volumen en el año 2009 de este mercado OTC. GRÁFICO 9. PUNTOS DE EQUILIBRADO Y NEGOCIACIÓN

En relación con el desarrollo de un hub en España, recientemente la Comisión Nacional de la Energía aprobó el envío en abril de 2010 al Ministerio de Industria y Energía de una presentación y hoja de ruta para el desarrollo de un mercado organizado de gas en el punto de balance del sistema antes de julio de 2011. En relación con dicho documento los comercializadores creen que un hub es una potente herramienta de mercado. No es una herramienta más. La alta visibilidad que aporta el hub condicionará nuevas estrategias de venta en el futuro. Pero también condicionará la estrategia de aprovisionamiento de los comercializadores y por lo tanto la operación del sistema. Por tanto es absolutamente necesario, reÀexionar de forma pausada el impacto global que tiene en el sistema gasista. La regulación debe impulsar el desarrollo de los mercados, no debe imponer la participación y por tanto la participación en el hub debe ser libre.

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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS

El hub debe ser líquido, una señal de precios sin la liquidez su¿ciente, puede dar señales erróneas, que distorsionen los mercados si el índice se usa para otros ¿nes como son la ¿jación de la tarifa de último recurso (TUR) o revisiones de contratos. Existen una serie de factores que contribuyen al desarrollo de un hub, y que hay que acometer, se destacan los siguientes: • Interconexión física con otros mercados. Actualmente la interconexión con Francia y Portugal es muy limitada. • Disponibilidad de almacenamientos bien conectados con el hub. Los almacenamientos subterráneos permiten arbitrajes temporales de precios y ajustes de balance en el corto plazo, así mismo puede servir de back-up y favorecer que las transacciones sean ¿rmes. • Flexibilidad valorada a precio de mercado. Actualmente la elevada Àexibilidad y bajas penalizaciones en el sistema español no favorecen el desarrollo de un hub. • Existencia de un mercado secundario de capacidad. Por lo tanto es necesario antes de introducir un mercado secundario de gas en España, una profunda reÀexión que garantice la liquidez de dicho mercado, el momento en el que se implanta, teniendo en cuenta la singularidad del mercado español, analizando si tanto la regulación de la contratación de ATR, como la reglas de operación física son compatibles con un hub en el AOC. El objetivo de creación del hub en España no puede ser tener un precio “a cualquier precio”. Por último indicar que en la situación actual nos encontramos con una serie de factores, tales como los efectos de la crisis en la reducción de la demanda que ha producido un desequilibrio entre la oferta-demanda mundial, el desarrollo del llamado gas no convencional, básicamente en Estados Unidos y con posibilidades en otras partes del mundo, y el desajuste prolongado en el tiempo entre los precios del gas a corto plazo y los precios de los contratos a largo plazo que están haciendo reÀexionar a todos los agentes presentes en el mundo del gas natural y que presumiblemente vaya a trastocar las relaciones del comercio mundial.

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