la importancia del gas en el mundo : el precio del gas

FACULTAD DE TURISMO Y FINANZAS

GRADO EN FINANZAS Y CONTABILIDAD

La importancia del gas en el mundo: el precio del gas

Trabajo Fin de Grado presentado por Roberto Gutiérrez Alviz Fernández de Córdoba, siendo la tutora del mismo la profesora María del Carmen Pérez López.

Vº. Bº. del Tutor/a/es/as: Alumno/a: D. D.

Sevilla, 27 de Mayo de 2015

GRADO EN FINANZAS Y CONTABILIDAD FACULTAD DE TURISMO Y FINANZAS

TRABAJO FIN DE GRADO

CURSO ACADÉMICO [2014-2015]

TÍTULO: La importancia del gas en el mundo: el precio del gas AUTOR: Roberto Gutiérrez Alviz Fernández de Córdoba. TUTOR: Doña María del Carmen Pérez López. DEPARTAMENTO: Economía Financiera y Dirección de Operaciones ÁREA DE CONOCIMIENTO: ECONOMÍA FINANCIERA Y CONTABILIDAD RESUMEN: El gas natural es una de las fuentes de energía primaria que ha experimentado un

mayor crecimiento en los últimos años. El consumo mundial de gas natural ha tenido un crecimiento acumulado superior al 30% desde el año 2000, y del orden del 60% desde el año 1990. Técnicas de extracción cada vez más innovadoras tales como el “fracking” o potenciar el comercio del gas natural licuado, es decir, transportarlo en estado líquido, son acontecimientos que están cambiando el panorama de la energía en el mundo. Sin embargo, los precios del gas son muy diferentes dependiendo del mercado en el que nos encontremos.

Este trabajo está enfocado a la búsqueda de una imagen global del mercado del

gas natural, indagar en la evolución de precios, buscar las causas de sus diferencias en unas zonas y otras, y observar la tendencia que experimentarán en el futuro.

PALABRAS CLAVE: Hubs; Drivers; GNL; Fracking; Commodities.

TFG-FICO. La importancia del gas en el mundo: el precio del gas

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ÍNDICE

1. Introducción .......................................................................................................... 1 1.1. Justificación del tema elegido .............................................................. 1 1.2. Objetivos ............................................................................................. 1 1.3. Estructura del trabajo ........................................................................... 2 1.4. Metodología ........................................................................................ 2

2. El gas en el mundo .............................................................................................. 5

2.1. El gas en el mundo .............................................................................. 5

2.1.1. Reservas ...................................................................................... 5

2.1.2. Consumo ...................................................................................... 6

2.1.3. Producción ................................................................................... 8

2.1.4 Valoración conjunta de las Reservas, la Producción y Consumo .. 9

2.2. Situación del gas en Europa ............................................................. 10

2.3. Situación del gas en España ............................................................. 10

3. Los hubs gasistas en el mundo. ........................................................................ 13

3.1. Introducción ....................................................................................... 13 3.2. El mercado de gas Europeo .............................................................. 16 3.3. El mercado de gas Norteamericano ................................................... 20

4. Los precios del gas en el mundo ........................................................................ 23

4.1. Introducción ....................................................................................... 23 4.2. El precio del gas en Europa ............................................................... 26 4.3. El precio del gas en EEUU ................................................................ 28 4.4. El precio del gas en Japón ................................................................. 29 4.5 Tendencia en la evolución de los precios .......................................... 30

5. Conclusiones ...................................................................................................... 33 6. Bibliografía ......................................................................................................... 35

TFG-FICO. La importancia del gas en el mundo: el precio del gas.

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CAPÍTULO 1

Introducción.

1.1. JUSTIFICACIÓN DEL TEMA ELEGIDO. .

El gas natural es una de las fuentes de energía primaria que ha experimentado un mayor crecimiento en los últimos años. Tradicionalmente, el gas solo se obtiene en muy pocos países, pero se han ido desarrollando técnicas de extracción cada vez más innovadoras tales como el “fracking” y se ha potenciado el gas natural en Gas Natural Licuado, para poder transportarlo en estado líquido, que ocupa menos que el gaseoso.

Son acontecimientos que están cambiando el panorama de la energía en el mundo.

Así, el consumo mundial de gas natural ha tenido un crecimiento acumulado superior al 30% desde el año 2000, y del orden del 60% desde el año 1990.

Sin embargo, los precios son muy diferentes dependiendo del mercado en el que

nos encontremos, afectando a la competitividad empresarial. Este trabajo está enfocado a la búsqueda de una imagen global del mercado del gas natural, indagar en la evolución de precios, buscar las causas de sus diferencias en unas zonas y otras, y observar la tendencia que experimentarán en el futuro.

He escogido este tema ya que me parece sumamente interesante, tanto como

se negocian y como se forman los precios de una energía cada vez más utilizada, ya sea indexada al precio del petróleo, con contratos a largo plazo en mercados organizados para asegurarse un precio más o menos fijo y los contratos al contado y ver como porque son diferentes y como varía en diferentes zonas del globo terrestre su precio.

En la actualidad los precios son muy dispares pero según numerosos estudios

los precios cada vez serán más parejos debido a la progresiva transparencia de los mercados en cuanto a la formación de precios. Todavía, dependiendo de cada área demográfica se toman unas pautas, y no es el mismo precio en USA que en Japón, que triplica los precios.

1.2. OBJETIVOS.

Para poder llevar a cabo el análisis del mercado del gas a nivel global debemos de concretar los siguientes objetivos:

Objetivos generales:

Analizar la situación del Gas en el mundo.

Ver la producción y consumo en Europa y España

Definir que es un hub, tipos y sus operadores.

Conocimiento del funcionamiento, características y principales productos financieros en los mercados de gas natural.

Objetivos específicos:

Estudiar cómo funciona el Henry Hub y el NBP.

Analizar la formación de precios en las diferentes zonas gasistas.

Estudiar la evolución de los precios en diferentes zonas gasistas.

Gutiérrez Alviz Fernández de Córdoba, Roberto.

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1.3. ESTRUCTURA DEL TRABAJO.

Hemos dividido el trabajo en 5 capítulos:

- Capítulo 1: introductorio

- Capítulo 2: podemos observar una visión global acerca del gas en el Mundo, en Europa y en España tanto la producción, las reservas y el consumo.

- Capítulo 3: definiremos lo que es un HUB, tipos de Hub, de operadores, como se ha globalizado el mercado del gas, los principales productos financieros y también veremos fundamentalmente los principales hubs gasistas mundiales tales como el Henry hub y National Balancing Point.

- Capítulo 4: estudio de cómo se forman los precios en los principales hubs gasistas

especificando la evolución en cada uno de ellos; las fluctuaciones más particulares año tras año y también cabe destacar los gráficos en los que posteriormente veremos la ventaja competitiva que tiene EEUU sobre los demás países.

- Capítulo 5: Conclusiones y consideraciones finales

1.4. METODOLOGÍA.

La metodología seguida en este trabajo va directamente enfocada a los objetivos descritos anteriormente:

1º: Fuentes de información

Análisis de diferentes informes especializados, especialmente de los informes del Sedigas tanto del año 2013 y 2014. (Informe del gas en el mundo, Europa y España).

También, cabe mencionar las diferentes tesis doctorales de la Universidad de

Comilla (Madrid). Otra información que hemos incluido en el trabajo es el de la fundación para la

sostenibilidad energética y ambiental.


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2º Obtención de datos de las plataformas de negociación Principalmente de las plataformas de negociación virtuales como la del National

Balancing Point o la del Henry hub. 3º Tratamiento de los datos

Elaboración de gráficos para comparar evoluciones de los precios en las diferentes áreas de negociación


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CAPÍTULO 2

El gas en el mundo.

2.1. EL GAS EN EL MUNDO. 2.1.1. Reservas El siguiente cuadro muestra la evolución de las reservas probadas de gas en el

mundo. Las mayores concentraciones de gas se localizan en Oriente Medio (39,38%), seguido del conjunto de países de la Comunidad de Estados Independientes CEI (31,68%), es decir, entre estas dos zonas se concentra algo más del 70% de los recursos mundiales de gas natural. Irán (16,7%) y Qatar (12,2%) son los dos países más importantes en Oriente Medio, y Rusia, con un 23,9%, la protagonista indiscutible dentro de la CEI. Además, hay que señalar que la tendencia histórica respecto a las reservas ha sido creciente de ambas zonas desde1970.

A esas dos zonas le siguen, con igual ratio, más de un 8%, África (Nigeria,

Argelia, Egipto, Libia, Angola) y Asia/Oceanía (China, India, Indonesia, Malasia). América del Norte posee el 5,6% del total de reservas en el mundo (EEUU, el 4,8%), y América del Sur, con un 4%, destacando Venezuela (2,7%) y Brasil.

Tabla 2.1 Fuente: Sedigas. Informe anual 2013.

En cuanto a Europa, sólo posee el 2,3% de las reservas mundiales,

descendiendo de forma continuada desde la cuota del 5,3% que mantenía en 2000. Los países europeos que tienen gas (cuadro siguiente) son Noruega 1,3%, Países Bajos 0,5%, y Reino Unido 0,2%. En España, las reservas son prácticamente nulas.

Reservas Mundiales probadas de gas natural. Evolución por países Europeos.



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Como podemos ver en el cuadro, las reservas no dejan de subir año a año; a

pesar de que el consumo de gas no para de incrementarse, más del 20% en el periodo 2005-2013, las reservas, que también se han incrementado en un 16,4% en el mismo periodo. Así, en el WEO 2013 se considera que, sea cual sea la política energética adoptada por los gobiernos en el próximo cuarto de siglo, la importancia del gas natural en el mix energético global seguirá aumentando. Las causas de este incremento se encuentran tanto en la técnica de fracturación hidráulica o fracking como en los Hidratos de Metano. En poco más de dos décadas, el gas no convencional podría representar más de un cuarto de la producción mundial de gas natural.

Así, EEUU ha incrementado sus reservas un 78% desde el año 2005. Pero la

revolución, iniciada con el shale gas en este país y Canadá, se expande más allá de las fronteras de estos países. También en China han aumentado en un 74%, que junto con Australia serán los mayores contribuyentes al crecimiento en 2020. Además, otros muchos países están siendo muy activos, como Argentina, India, el conjunto de la UE, Argelia, México e Indonesia.

Sin embargo, la mayoría de los especialistas señalan que el caso de EEUU

no se repetirá en Europa con la misma intensidad, debido a que, en principio, existen menores reservas probables, la densidad de la población es mayor y es distinta la situación jurídica de los propietarios del suelo. En España también se ha regulado en este sentido, y están comenzando a desarrollarse proyectos para iniciar la exploración.

Otro campo prometedor en reservas, a más largo plazo, es de los hidratos de

metano. Están formados por una mezcla de gas y agua que es estable a baja temperatura y alta presión. Son conocidos desde hace tiempo, y las zonas más activas son Canadá, Golfo Cádiz, Japón y Golfo de México.

2.1.2. Consumo.

América del Norte, con un 24,2%, es el continente de mayor consumo de

gas, siendo EEUU el país de mayor consumo de gas natural en el mundo, con una cuota de alrededor de un 21,6% del total, además con una trayectoria creciente en los últimos años. El fracking, que provoca menores precios y el desplazamiento de otras energías, explican este hecho.

Le sigue Asia-Oceanía, con un 19,2%; con China a la cabeza, con un 4,4%,

cuyo consumo está creciendo con intensidad estos últimos años debido a la aplicación de políticas contra la polución. En general, la tendencia es creciente en muchos países de esta zona, como en India. Asia-Oceanía se ha convertido en el destino de una buena parte del flujo gasista de GNL en el mundo y foco de atención de grandes exportadores de gas, como Rusia, que lleva años tratando de establecer conexiones por gasoductos con alguno de estos países, tras la firma del correspondiente contrato. Una de las claves para entender las tendencias en el consumo gas es el parón nuclear japonés.

En tercer lugar se sitúa el CEI (18,4%), del que Rusia acapara el 13,2%. Y le

sigue Europa, con un 15,6%: con consumos por encima del 2% en Alemania, Reino Unido e Italia, y Países Bajos, Francia y España, con consumos en torno al 1% del total. El consumo en estos seis países representa alrededor del 10% del consumo mundial. Sin embargo, en 2000 era del 20,6% del total mundial: el descenso se explica por la crisis económica, el desarrollo de las energías renovables, el consumo del


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carbón, y el aumento del consumo en otras áreas.

Hay que tener en cuenta que el consumo de gas se ve condicionado por la dependencia de su utilización para generación electricidad, por lo que el precio de productos sustitutivos, y el tamaño de la demanda eléctrica marcan su evolución. En efecto, en Europa la demanda de gas para generación eléctrica en plantas (la mayoría ciclos combinados) ha sentido la presión negativa del bajo precio del carbono y del debilitamiento en la demanda de electricidad. En la primera parte de 2013 la demanda total europea aumentó un 2,9%, según la AIE, en gran parte debido a las bajas temperaturas relativas en la primavera. En la segunda parte del año las condiciones climáticas fueron más suaves que en 2012, quedando la demanda acumulada hasta noviembre en un ligero avance, del 0,2%, para finalizar la media anual en una caída del 0,4% en los países de la OCDE y del 1,4% en el territorio de la Unión Europea.

Los países de Oriente Medio consumen un 2,4% del total mundial, con Irán,

4,6%. Ni en África ni en América del Sur se consume gas en porcentajes significativos.

Gráfico 2.3 Fuente: Sedigas. Informe anual 2013.

Si nos centramos en Europa, el gas representa el 23% de las necesidades

energéticas europeas. El sector doméstico-comercial es el principal destino de la oferta de gas en la UE, con una cuota que varía entre el 35 y el 38% (dependiendo de la dureza climática del invierno) de la demanda total. Le sigue la generación eléctrica (incluida cogeneración), con algo más del 30%, y el mercado industrial, que absorbe el 20% de la oferta de gas.


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A pesar del ligero aumento del consumo de gas en el sector residencial respecto a 2012, la falta de empuje del sector industrial y el desplazamiento de parte de la demanda de gas en las centrales de generación por un carbón más barato y por las renovables, han provocado un descenso de la demanda global de gas en la UE, estimada en el 1,2%. Recordamos que en 2011 la caída fue del 10% y en 2012 del 2%.

El consumo total de gas natural en España en 2013 ha alcanzado la cifra de

333.421 GWh, con un descenso del 8% respecto 2012. En el caso de España, la estructura del consumo es algo distinta: el peso del sector doméstico-comercial es menor, situándose alrededor del 15-16%. La menor penetración del gas en este mercado y la mayor benignidad climática de las temporadas de calefacción, reflejan esa diferencia.


2.1.3. Producción.

Una primera estimación indicaría que la producción de gas natural en el mundo

aumentó por encima del 1%. La producción de EE.UU. ha aumentado el 0,9% en 2013, según la AIE, manteniendo este país la primera posición mundial por tercer año consecutivo, y desplazando a Rusia, cuyo mercado exterior más destacado (Europa), alcanzó en 2008 una cifra de consumo de 571 bcm, cifra no superada desde entonces.

EE.UU. y Canadá ponen en el mercado el 25% de la producción mundial de

gas natural. Resaltar que las importaciones de gas por los EE.UU. han caído algo más del 8% en 2013, siguiendo la tendencia generada por el aumento de la producción, particularmente del gas de esquisto o shale gas.

El 65% de la producción mundial se concentra en América del Norte, el área

de la CEI (la antigua URSS) y Oriente Medio. Entre los países productores destacan EE.UU, Rusia, Irán, Catar, Canadá, Noruega y China, por ese orden.

Llaman la atención los casos de Catar y China. Su producción conjunta era

de 50 bcm el año 2000. En 2013 habrá estado en el entorno de los 270 bcm. China, con una producción que supera los 110 bcm, la dedica en su totalidad al mercado interior mientras Catar es uno de los mayores protagonistas del mercado exportador mundial de GNL.


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La focalización en Europa hace ver que la máxima producción la alcanzó en 2004, con 327 bcm. En la actualidad ronda los 275 bcm. A pesar de esa tendencia descendente diáfana, dos países, Noruega y los Países Bajos, mantienen una producción conjunta en los últimos años de alrededor de los 190 bcm. Noruega es el sexto productor mundial y un gran abastecedor de los países de la UE, junto con Rusia (1º) y Argelia.


2.1.4. Valoración conjunta de las Reservas, la Producción y Consumo. Un análisis conjunto de las Reservas, Producción y Consumo se realiza en la

siguiente tabla:


Como podemos observar, las dos zonas de mayores reservas, OM y CEI, tienen un

volumen de producción que exceden a sus demandas, por lo que son países exportadores.

América del Norte es la primera zona en producción, con reservas bajas, y

con un consumo similar al producido. Europa y Asia-Oceanía, son continentes claramente importadores del resto del mundo.


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2.2. SITUACIÓN DEL GAS EN EUROPA.

El gas natural sigue siendo, después del petróleo, la energía primaria más

consumida en la Unión Europea.

El sector doméstico-comercial es el principal destino de la oferta de gas en la UE, con una cuota que se sitúa en una horquilla entre el 35 y el 38%, dependiendo de las temperaturas invernales. Le sigue la generación eléctrica con algo más del 30% (incluyendo cogeneración) y el mercado industrial, que absorbe el 20% de la oferta de gas.

Rusia continúa siendo el principal abastecedor externo a Europa con una cuota de mercado de alrededor del 30%. El principal destino del gas ruso es Alemania con algo más de 30 bcm en los últimos años, siguiendo a ese país Turquía e Italia. Pero son países que cuentan con una cartera de proveedores y de conexiones bastante diversificada. Estos países (los Países Bálticos, Polonia, algunos países de la antigua Yugoslavia…) mantienen ocasiones una dependencia 100% del gas ruso. Están haciendo esfuerzos para aumentar la seguridad de suministro, conectándose a países vecinos o buscando alternativas vía GNL.

La producción actual de gas en Europa se sitúa ligeramente por encima del 8% de la producción mundial, con suave tendencia descendente. El principal país productor es Noruega.

Pese a la presión del carbón y de las renovables sobre la matriz energética, las previsiones de demanda de gas a medio y largo plazo son optimistas. Nuevas oportunidades en transporte, previsión de desplazamiento parcial del carbón por aumento del precio del CO2 y ajustes en el precio a nivel mundial y una mayor penetración territorial en los países que tienen potencial y que no son todavía maduros en este campo, marcan en Europa una ruta ligeramente expansiva a medio plazo.

En cuanto a las reservas Europeas de gas continúan con una tendencia a la

baja, representando poco más del 2% de las reservas mundiales, cuando su cuota era del 5,3% el año 2000. Esta capacidad permitiría hacer frente al consumo del continente solamente durante unos siete años.

2.3 SITUACIÓN DEL GAS EN ESPAÑA.

La expansión del sector gasista español y el esfuerzo inversor que está realizando se ha manifestado también en el aumento de los puntos de suministro. Así, durante 2014, éstos se han incrementado en 82.210 frente a los 79.635 de 2013. Durante el último año se han incorporado 38 nuevos municipios a la red de gas natural, lo que supone que 292.323 nuevos habitantes tienen acceso a esta energía. España cuenta en la actualidad con más de 7,5 millones de puntos de suministro.

La climatología ha condicionado la demanda de gas en el ámbito doméstico-

comercial durante 2014. Se trata del año más cálido de la historia desde que existen registros meteorológicos. La persistencia de unas temperaturas mucho más altas de las normales a lo largo del año ha comportado un menor uso de las calefacciones. En el mercado convencional, la demanda también se ha visto influida por un descenso del uso del gas en la cogeneración por parte de la industria como consecuencia de los cambios regulatorios, que suponen el descenso de incentivos a las energías incluidas en el Régimen Especial, así como nuevas cargas impositivas. Por otra parte, se ha producido un menor consumo de gas en generación eléctrica por parte de las


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centrales de ciclo combinado, con una caída del 8,8%, que también ha afectado a la demanda. La causa de este descenso se encuentra tanto al aumento de la generación hidráulica (5%) como del aumento del uso del carbón (11%) en el hueco térmico en detrimento del gas debido a su ventaja competitiva en los precios.

Durante el pasado año, la demanda total de gas se situó en 301.433 GWh, un

9,6% menos que en 2013. El sector industrial continúa siendo el primer consumidor (65%), seguido del sector de la generación eléctrica (17%) y del doméstico-comercial (16%). No obstante, la actividad total del sistema gasista español alcanzó los 393.405 GWh, un 1,4% menos que en 2013. Corregido el efecto de las altas temperaturas registradas el pasado año, dicha actividad se hubiera incrementado en torno al 2% con respecto a 2013.

Durante 2013, la demanda de gas ha sido de 333.421 GWh (28,7 bcm), un 8%

menos que en 2012. La industria continúa siendo la principal consumidora, con un 64% sobre el total, seguida del sector doméstico-comercial y la generación eléctrica a través de los ciclos combinados, con un 17% en ambos casos.

Desde el año 2.000, las compañías gasistas llevan invertidos unos 15.400

millones de euros. Estas inversiones han permitido superar la cifra de 81.000 kilómetros de redes de transporte y distribución de gas, y llegar a 1.600 municipios —con posibilidad de dar servicio al 76% de la población española

Los principales importadores de España son Argelia 51%, Países del Golfo

12% Nigeria 10% Trinidad y Tobago 6% y Perú y Noruega4% En la actualidad, nuestro país puede recibir gas a través de 6 regasificadoras

el sistema cuenta con 7, y mediante 6 gasoductos dos con el Magreb, dos con Francia y dos con Portugal. En 2013, entró en funcionamiento la ampliación de capacidad de la interconexión con Francia a través de Larrau (Navarra), con un flujo de gas en ambos sentidos que puede alcanzar los 5,2 bcm. En 2015, la capacidad con Europa crecerá hasta 7 bcm, por la ampliación del gasoducto que pasa por Irún (País Vasco). El 46% del gas que ha recibido nuestro país en 2013 lo ha hecho en forma de GNL, transportado por buques metaneros, mientras que el 54% restante ha entrado por gasoducto.

En cuanto a las Reservas Españolas podría albergar recursos de gas

equivalentes a casi 70 años de consumo actual, al contar con unos recursos prospectivos potenciales de gas de 2.500 bcm, y que de ser explotados mediante "fracking" podrían permitir al país reducir su factura energética en 13.000 millones de euros al año (a precios actuales), así como recortar su alta dependencia del exterior en términos de energía.

Según un estudio elaborado por la consultora especializada Gessal y Asociación

Española de Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo Aceip.

La asociación habló de "cifras espectaculares" y calculó que, a precios actuales

del mercado, todo el gas que alberga España conforme a una probabilidad de extracción del 50% tiene un valor de 700.000 millones de euros, mientras que el petróleo tiene un valor de 150.000 millones, con lo que el país tiene "prácticamente una cifra equivalente al PIB" bajo tierra.


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Según los responsables del informe, para poder comenzar a explotar esos recursos se tardaría "entre 6 y 8 años", periodo que se necesita para realizar los trabajos de exploración y lograr la licencia para explotar los yacimientos.

Actualmente, España consume al año unos 37,5 bcm (1 bcm equivale a mil

millones de metros cúbicos) de gas y, según el informe, los recursos prospectivos potenciales (convencional y no convencional) del país ascienden a 2.500 bcm.

Los recursos prospectivos son acumulaciones de hidrocarburos que aún no

han sido descubiertas pero que se estima que están ahí en base a evidencias indirectas y se pasan a ser considerados reservas cuando se ha confirmado su existencia y que son económicamente recuperables.

En el caso del gas, la mayoría de los recursos estimados para España son "no

convencionales" y, más concretamente, "shale gas", gas contenido en rocas madre que se extrae mediante una técnica denominada "fracking", consistente en fracturar la roca mediante la inyección de agua a presión acompañada de sustancias químicas. Esta técnica no está exenta de críticas desde los movimientos medioambientales.

La asociación ofreció un mapa con la distribución de recursos en el que la

mayor parte del territorio español aparece sombreado, si bien sostiene que las extracciones se harían en zonas delimitadas. "La sociedad debe entender que hay una oportunidad y no tiene por qué haber riesgo", afirmó Martín.

Así, de los 2.500 bcm estimados, 2.026 corresponden a recursos de gas no

convencional, y la mayoría estarían localizados en la Cordillera Vasco-Cantábrica (1.086 bcm), el Macizo Cantábrico (381 bcm) y el área Surpirenaica (263 bcm). En concreto, 1.977 bcm son "shale gas", mientras que 7 bcm son "tight gas" (en almacenes) y 41 bcm "coal bed" (gas recuperado en capas de carbón).


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Capítulo 3

Los hubs gasistas en el mundo.

3.1. INTRODUCIÓN. Para hablar de los hubs gasistas vamos a empezar definiendo que es un hub: Un hub es un punto de referencia para el mercado del gas natural dotado de una

estructura que permite la transferencia de gas entre los agentes interesados mediante contratos estandarizados, estableciéndose un precio del gas mediante mecanismos de libre mercado.

Además un hub cumple con las siguientes características: - Ofrece transparencia en el precio a los agentes. - Ofrece liquidez a los agentes. - Ofrece anonimato entre las partes, al situarse entre las partes la Cámara de compensación (CCP). - Evita el riesgo de crédito entre las partes al interponerse entre ellas la CCP. - Facilita el equilibrio de balance de los agentes en el sistema. - Ofrece productos de cobertura del riesgo de mercado, actividad conocida

como Risk Management.

Hay dos tipos de hub: -Un hub físico es un conjunto de infraestructuras formadas por gasoductos y

una instalación que permite el intercambio de gas, suele tener asociada también instalaciones para el almacenamiento y el tratamiento. El hub ofrece servicios para facilitar la compra, la venta de gas y el transporte, que suelen ser realizados mediante una plataforma electrónica. También se realizan acuerdos para el almacenamiento y el tratamiento. Estos hubs cuando amplían sus servicios se convierten en trading hubs.

-Un hub virtual es un punto de referencia que no necesita estar asociado a un

hub físico, aunque si se concreta sobre una zona geográfica constituyendo en ella una zona de balance llamada “área de negociación” y que facilita contratos de compraventa y forwards en mercado OTC, contratos spot, derivados y productos financieros más sofisticados, además proporciona un precio para el gas de forma independiente, gracias a la reunión de las condiciones de transparencia y liquidez necesarias. En el mercado spot se establece una plataforma en la que los participantes pueden comprar o vender gas de manera anónima sin asumir riesgo de crédito.

En cuanto al mercado de derivados atiende a las necesidades de los

participantes de protegerse del riesgo de mercado provocado por la volatilidad del precio del gas, aunque también pueden utilizarse como fines especulativos si el hub dispone de un sistema de liquidación por diferencias.


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Los hubs físicos presentan dos desventajas fundamentales frente a los hubs

virtuales, las limitaciones de capacidad de sus infraestructuras que pueden hacer estancar su crecimiento y también su forma de operar no es coherente con el modelo de zonas de mercado con peajes de entrada y salida que se pretende establecer en Europa.

Para que sea posible la creación de un hub es necesario que se den unas

condiciones o drivers: -Liberalización del mercado del gas, constituye, como se ha podido

comprobar a los largo de esta memoria, una condición previa para el desarrollo de cualquier hub gasista. El inicio del desarrollo de los hubs se produce cuando tiene lugar procesos de liberalización y apertura del sector gasista.

- Capacidad de transporte y acceso a terceros a la red. Una gran capacidad de transporte y el acceso a terceros a la red da facilidad de intercambio de gas entre los comercializadores.

- Disponibilidad de suministro de gas natural frente a demanda. Esta condición se garantiza con conexiones internacionales, facilitándose el intercambio de gas natural dentro de la zona de balance que corresponde al hub.

- Producción interna y almacenamientos. Ambas condiciones dan flexibilidad al sistema para la comercialización. En países de Europa como España la gran escasez de producción interna ha de contrarrestarse con la existencia de un suministro exterior afianzado.

- Capacidad de regasificación. Permite que el GNL esté disponible para introducirse en el mercado. Ya que gran parte del suministro de GN llega a las zonas de balance por vía offshore en forma de GNL.

- Número de agentes. Cuanto mayor el número de agentes que intervienen en el mercado, mayor es la competencia y por tanto la transparencia y la liquidez de este.

- Zona de balance. La existencia de una única zona de balance con las mismas normas y con una plataforma de balance, permite que el mercado presente una gran liquidez.

-Normas Operativas. Estas son el principal incentivo que los agentes tienen para el uso de un hub. Las principales son las normas de balance y las penalizaciones que se imponen por su no cumplimiento.

Por otra parte, están los operadores que son los encargados de su funcionamiento: - El operador del hub es el encargado del soporte logístico y dar firmeza a las

transacciones que se llevan a cabo en todas las plataformas de mercado. Para ello gestiona y registra los movimientos físicos de gas en el hub y realiza los cambios de titularidad (title transfer). Este operador suele ser el TSO como veremos al analizar los principales hubs, ya que se facilita que la negociación del gas integre la gestión del transporte.

- El operador de mercado, pueden darse uno o varios dentro de un mismo

hub, son los encargados de proporcionar la plataforma virtual en la cual los agentes negocian, y realizan la casación de oferta y demanda. Estos operadores establecen unos requisitos y garantías de operación en ellos de manera independiente. Estos operadores registran también los agentes participantes y los volúmenes que intervienen en las operaciones.

En cada hub los operadores de mercado establecen sus procedimientos, productos

ofrecidos y ventanas de operación. Vamos a ver los principales productos financieros que se van a negociar en los mercados OTC y Organizado.


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Los productos propios del mercado OTC: - Contratos Spot: es un contrato de compraventa en el que las partes fijan un

precio y una cantidad, realizándose la transacción y liquidación de manera inmediata en la fecha actual.

- Contratos Forward: es un contrato de compraventa en el que las partes acuerdan, en una fecha determinada llamada fecha de negociación, un precio y una cantidad, realizándose el intercambio de activos en una fecha futura también fijada, llamada fecha de liquidación. En este contrato ambas partes asumen un riesgo de crédito

- Swaps: son productos que se contratan para periodos largos y que implican el intercambio de flujos de caja o cupones entre ambas partes. Son permutas financieras que tienen un subyacente que pueden ser commodities, divisas, tipos de interés.

Los productos principales del mercado organizado: -Spot: consiste en la compra o venta de una cantidad (valores, commodities,

divisas, etc) al precio en el que ese momento marca el mercado. - Balance of day (BOD): Los productos son negociados en un mismo

día siendo la entrega por horas durante el día. - Day (D): Entrega en el día actual que finaliza la negociación. - Day-ahead y 2nd day-ahead (D-1 y D-2): Entrega en el día siguiente

y en segundo día siguiente, respectivamente. - Balance of Week (BOW): La entrega tiene lugar entre el primer día

laborable y el último laborable de la semana. - Weekend (WEND): La entrega se realiza en el fin de semana. - Weekdays next week (WDNW): La entrega se realiza entre el lunes y

el viernes de la próxima semana. -Futuros: es un contrato de compraventa estandarizado de un producto con

una fecha de entrega en una determinada fecha futura y con un precio establecido en el presente:

1. Meses: Futuros con entrega mensual. Los meses corresponden a los meses del calendario.

2. Quarters: Estos productos tienen un periodo de entrega trimestral. Los trimestres a lo largo del año se dividen en: Q1, de enero a marzo, Q2, de abril a junio, Q3 de julio a septiembre y Q4, de octubre a diciembre.

3. Seasons: Estos productos tienen una entrega semestral, del 1 de octubre al 31 de marzo (invierno) y del 1 de abril al 30 de septiembre (verano).

4. Productos con entrega anual. El año va del 1 de octubre al 30 de septiembre.

-Opciones: es un contrato en el que el comprador adquiere un derecho (no una

obligación) a comprar o vender una determinada cantidad de un producto subyacente a un precio de determinado en una fecha futura concreta, a cambio el comprador de la opción paga una prima.


-16-

3.2 EL MERCADO DE GAS EUROPEO. Los mercados mayoristas de gas natural han experimentado en Europa un gran

despegue en los últimos 10 años impulsados por los cambios estructurales y el nuevo marco regulatorio.

En 2002 solo existían los mercados National Balancing Point (NBP) británico,

creado en 1996, el Zeebrugge (ZEE) belga, creado en el año 2000, y se acababa de crear el mercado alemán del HubCo, germen de lo que actualmente es el GasPool. A partir de entonces, se han creado los mercados Title Transfer Facility (TTF) holandés y el Punto di Scambio Virtuale (PSV) italiano en 2003, los Points d’Echange de Gaz (PEGs) franceses en 2004 y el Central European Gas Hub (CEGH) austríaco en 2005.

.

Gráfico 3.1 Fuente: Agencia Internacional de la Energía. Una primera aproximación a estos hubs permite distinguir, por un lado, los hubs

maduros, basados en puntos virtuales de transacción, con alto nivel de transparencia y elevado y creciente número de participantes, en los que no solo tienen lugar intercambios físicos, spot o a plazo, sino que cuentan también con instrumentos financieros de cobertura de riesgos, como el NBP británico y el TTF holandés; por otro lado, los hubs con menor grado de madurez que se emplean básicamente como mercados de balance, como los alemanes GBL y NCG, los PEGs franceses y el italiano PSV; y, finalmente, los hubs cuya principal función es la de servir de tránsito de grandes volúmenes de gas para su posterior almacenamiento y transporte, como el ZEE belga o el CEGH austríaco, si bien estos dos últimos cuentan, desde fechas recientes, con hubs virtuales de negociación.


-17-

El NBP británico es, con diferencia, el mercado más desarrollado de los existentes en Europa. Es de hecho el único mercado spot verdaderamente líquido. Cuenta con más de 130 participantes en el mercado de futuros ICE, que representa aproximadamente un 25% del total de volumen negociado en el NBP. Por su parte, su “churn rate”( tasa de gas consumido con sus propios recursos) supera las 14 veces, y prácticamente la totalidad del gas consumido en el Reino Unido es comprado y vendido en este hub (95% in 2011) y representa casi el 70% del total volumen negociado en Europa. EL NBP continúa siendo el único benchmark para el precio spot en Europa. Además, no solo es el mercado más grande en términos de volúmenes negociados, sino también uno de los más conectados con otros mercados internacionales. En efecto, el británico es el segundo mayor mercado de GNL europeo, con un 21,6% del total de las importaciones en 2012 (solo por detrás de España, con el 32,1%).

A). El National Balancing Point (NBP). Para la formación del NBP han tenido que llevarse a cabo en Gran Bretaña una

serie de cambios legislativos y la creación de unos mecanismos reguladores, todo ello gracias al proceso de liberalización que se ha hecho en el sector. El NBP se ha convertido en una referencia de precios estable.

El gas natural juega un papel muy importante en el “mix” energético del país, el

gas constituye la primera fuente de energía primaria.

Gráfico 3.2 Fuente: Sedigas. Informe Anual 2013.

Hace una década gas y petróleo estaban a la par como fuente de energías primaria

pero en la actualidad ha aumentado el consumo de gas debido principalmente a su utilización para la generación de energía eléctrica en detrimento de la energía nuclear y el carbón para este fin. El gas es el combustible más usado para la generación de energía eléctrica, debido en parte por las directivas europeas que exigen una reducción en las emisiones de CO2, reduciéndose la utilización de carbón y petróleo y ocupando su lugar el gas natural.

El suministro de gas del país proviene principalmente de los yacimientos propios del mar del Norte y de importaciones. En la actualidad la demanda se cubre en un 60% con importaciones pero se espera que estas crezcan hasta un 80% de la demanda en 2020.


-18-

La red de distribución física en Gran Bretaña se llama National Transmision System

(NTS), el NTS es la parte de alta presión del sistema de transmisión de la red nacional de gas, es decir la red de transporte y consiste en más de 6600 kilómetros de gasoductos que operan entre presiones de 45 y 85 bar. El gas es desplazado usando 28 estaciones de compresión óptimamente localizadas. El NTS suministra el gas a los grandes consumidores y a las compañías de distribución que operan a baja presión suministrando el gas a los pequeños y medianos consumidores. El funcionamiento de las distribuidoras exige el cumplimiento del “Uniform Network Code” una actualización del “Network Code”, que se tratará a continuación. El gas viaja a través de la red a una velocidad de media de 25 millas por hora.

Anteriormente hemos citado The Network Code es el conjunto de reglas y

procedimientos para el acceso a terceras partes a la red de transporte británica. Entró en vigor en 1996, dando lugar a la creación también del NBP, el cual fue constituido como hub virtual. Creó el sistema de balance diario, necesario para el mercado negociado a corto plazo. Para equilibrar sus carteras a diario.

El operador del NBP es National Grid Gas, NGG actúa en nombre de todos los

agentes equilibrando el sistema y no cobra por ello pero puede realizar penalizaciones a los agentes que se encuentran fuera de balance.

B). El TTF holandés. Ha crecido en los últimos ejercicios impulsado por un innovador sistema de balance

en tiempo real (en el que la responsabilidad del balance recae en los agentes y no en el gestor de la red de transporte) y en la fiabilidad de los instrumentos contractuales disponibles en el mercado electrónico organizado ENDEX para cobertura de riesgos financieros. Permite, además, realizar en la misma plataforma electrónica la contratación de servicios de transporte y capacidad integrados con la red alemana de Gasunie. El número de compañías registradas en el mercado electrónico ENDEX para operar en el TTF es de aproximadamente 65 y su “churn rate” en 2011 fue de 4,2. A diferencia de lo que ocurre con los hubs británico y belga, el TTF sigue creciendo en cuanto a los volúmenes físicos negociados: en los tres primeros trimestres de 2012 se ha incrementado un 22% en relación con el mismo periodo del año anterior.

C). El ZEE belga. El ZEE está muy conectado con el NBP (de hecho, se negocia en las mismas

unidades monetaria y energética), tiene un volumen de negocio similar al NCG alemán y presenta una “churn rate” de 4. Se trata de un hub de tránsito, puramente físico, que aprovecha su ubicación geográfica para ordenar las operaciones de transporte de grandes volúmenes de gas entre Alemania, Francia, Reino Unido, Noruega y la propia Bélgica. En octubre de 2012, junto con el hub físico (Zee Beach), se ha constituido el Zeebrugge Trading Point (ZTP), mercado virtual basado en un sistema de entrada/salida que cubre todas las infraestructuras belgas, con dos zonas de balance (una para cada calidad de gas) y productos comercializados por el mercado organizado ENDEX. Está por ver el éxito de esta iniciativa teniendo en cuenta la existencia de un mercado virtual más desarrollado en la vecina Holanda y la complejidad derivada de la existencia de tres diferentes puntos de negociación (uno físico y dos virtuales) para un mercado tan pequeño como el belga. Similar evolución


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está experimentando el CEGH austríaco, inicialmente un hub puramente físico, que comprendía 6 puntos de transacción, el más importante de los cuales era Baumgarten, a través del cual se recibe prácticamente un tercio de los suministros de gas ruso para su posterior distribución en Alemania, Italia, Eslovenia y Hungría. A partir del 1 de enero de 2013, impulsado por los cambios regulatorios europeos, se ha creado también un mercado virtual de negociación, basado en el régimen de entrada/salida y un mercado intra-diario para servicios de balance. Sin embargo, presenta una ratio de liquidez muy baja por el peso que tienen los contratos de largo plazo de gas ruso. Los datos de los tres primeros trimestres de 2012 muestran una caída de los volúmenes negociados del 18% en relación con el mismo periodo del año anterior.

D). El GBL En Alemania se encuentra el GBL, que cubre el norte de Alemania, es un hub físico

básicamente dedicado a operaciones de balance, mientras que el NCG es un punto de transacción virtual que cubre principalmente el sur del mercado alemán, con contratos spot y futuros, aunque con una “churn rate” todavía muy baja (2,5) en comparación con el NBP británico. La plataforma electrónica EEX gestiona las operaciones tanto spot como financieras para ambos mercados. En 2012, los precios en estos hubs fueron, de media, 5 €/MWh más bajos que los precios de importación en la frontera alemana.

E). LOS PEG Norte, Sur y Suroeste. En Francia existen 3 puntos virtuales de intercambio (PEGs), el PEG Norte y el

PEG Sur emplazados sobre la red de transporte de GRTgaz (filial de GDF-Suez) y el PEG Suroeste sobre la red de transporte de TIGF (filial de Total). El PEG Norte concentra la mayor parte de los intercambios de gas. Desde su creación, ha aumentado el número de participantes. La plataforma POWERNEXT proporciona contratos tanto spot como de futuros (solo en el PEG Norte en el caso de los futuros).

F). El PSV italiano. El PSv es un hub virtual operado por el TSO italiano, ideado inicialmente como un

punto de balance para los usuarios de la red de transporte con operaciones diarias bilaterales sustentado sobre la plataforma PB-GAS. Sin embargo, a pesar del fuerte crecimiento en 2011, del volumen tanto físico como sobre todo negociado, persiste la falta de confianza en las señales de precio del PSV debido al peso de los contratos a largo plazo. El TSO italiano ha lanzado un programa de almacenamiento virtual que permite a las partes ofrecer gas en el PSV en invierno que es almacenado virtualmente en ZEE y TTF, por medio de swaps, lo que ha favorecido la correlación con los precios de dichos hubs.

Los volúmenes físicos entregados en los hubs están experimentando un incremento

desde 2008 hasta cubrir, en 2011, el 75% de la demanda total.


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3.3 El mercado del gas natural Norteamericano. El Henry Hub nació en 1988 en el estado de Luisiana, como consecuencia del

proceso de liberalización del mercado del gas natural iniciado en la década de los 80 en los Estados Unidos

Gráfico 3.3 Fuente: Agencia Internacional de la Energía. El Henry Hub nace como un hub físico, fruto de ser un punto de interconexión, ante

la necesidad de suministrar gas procedente de la zona, tanto onshore como offshore, hacia el medio oeste y el noroeste de del país. Actualmente es punto de unión de 13 gasoductos con reúnen capacidad total de 20,4 GW. Hasta la liberalización del sector llevada a cabo por la Federal Energy Regulatory Commisission, que permitía el acceso de terceros a la red, los contratos de intercambio de gas estaban regulados y eran a largo plazo. En los 70 los productores exigían a los transportistas cláusulas take-or-pay, estos las aceptaban debido a la gran demanda del momento, pero la caída del precio del gas en la década de los 80 y el aumento de la demanda hizo que los transportistas rechazaran estas cláusulas y los contratos con condiciones estrictas. Nacieron los contratos spot en los hubs de Estados Unidos, desarrollándose un hub principal, el Henry Hub, debido a sus interconexiones y al gran peso de su localización com,o región productora de gas.

En 1989 el NYMEX, actualmente propiedad del Chicago Mercantile Exchange,

utilizada sus precio como referencia de sus futuros de gas, constituyendo los primeros futuros de gas de la historia.

En la década de los 90 los precios del Henry Hub se mantuvieron bajos, estos

precios provocaron una caída en la producción, elevándose los precios en el comienzo del nuevo siglo, debido también al aumento de la demanda para la generación eléctrica. El precio del Henry Hub se ha visto afectado por fenómenos que han afectado a la red, como huracanes, un ejemplo significativo fue el huracán Katrina en 2005. La crisis económica que estalló en 2008 y el entorno de recesión económica provocaron una bajada y estabilización de los precios.


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Los cambios regulatorios en Estados Unidos han sido un camino sinuoso. Una decisión crucial del Tribunal Supremo ("Phillips") en la década de 1950 llevó a la regulación del gobierno federal sobre el precio del gas natural en los mercados de un estado a otro, mientras que en el mercado intraestatal (dentro del estado) los precios del gas natural, reflejan las condiciones de oferta y demanda. Desde principios de 1970 hasta mediados de la década de 1980, el uso de gas natural, suministro y el precio reflejan la progresión de las políticas y acciones regulatorias dirigidas a hacer frente a los desequilibrios creados por la diferencias de un estado a otro dentro del estado, así como el mercado internacional del petróleo y de otros eventos de del sector de la energía que definen estos tiempos.

Durante la era del presidente Carter se tenía la incierta idea de que la fuentes de

GN eran escasas, por lo que se legisló teniendo presente este incierto fundamento. Las políticas de la administración de Carter provocaron un precio del gas más sensible al mercado, al tiempo de que se pusieron barreras a su uso. Estas políticas supusieron una subida del precio que castigo a los consumidores industriales, que ya habían sido afectados por los altos precios del petróleo. Más tarde, Reagan y Clinton favorecieron el aumento de la producción con incentivos por perforación. Es significativamente apreciable como la producción y el consumo han hecho evolucionar el precio del GN en Estados Unidos. El Henry Hub tiene como operador a la empresa Sabine Pipeline, propiedad de la petrolera Chevron. Tanto el NYMEX como ICE ofrecen productos referenciados en el Henry Hub.

El Henry Hub fue el primer hub del mundo y constituye el hub físico más

desarrollado en la actualidad debido a que cuenta con infraestructuras de gran capacidad y es punto de paso de grandes flujos de gas.


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Capítulo 4

El precio del gas en el mundo.

4.1 INTRODUCCIÓN. El precio surgido de los hubs está ganando relevancia año tras año. En Europa

puede representar ya un volumen superior a la tercera parte del comercio, en cambio, en Asia los precios que surgen en los mercados tienen en la indización del precio del crudo y sus productos la principal referencia, estimándose que más del 80% del gas que se comercializa tiene esa correlación.

En América del Norte el 100% de las transacciones se realizan desacopladas

del precio del crudo. Este proceso se consolidó en 2010, cuando la producción de shale gas alcanzó niveles muy significativos.

En consecuencia e igual que ya pasó en años anteriores, se ha mantenido la

situación de tres diferentes precios a nivel mundial en el mercado spot de gas natural, que varían en función del área: EE.UU. ofrece el precio más competitivo, seguido de Europa, que se encuentra en una posición intermedia entre este país y la zona del noreste de Asia. Se ha consolidado un cuarto mercado con precios parecidos al asiático, formado por algunas zonas de América del Sur.

En el inicio de enero de 2013 el precio del gas marcado por el Henry Hub era

de 3,41$/MMBtu. En Europa el NBP del Reino Unido marcaba 10,03$/MMBtu; en el Suroeste de Europa el precio spot del GNL marcaba 11,40$/MMBtu y en el Noreste de Asia, el precio spot del GNL 17,25$/MMBtu. Se estaba pagando 5,85 $/MMBtu más en Asia que en Europa por el gas natural.

En ocasiones la demanda de GNL en el mercado spot de algunos países

sudamericanos ha tensado los precios. Por ejemplo, a finales de enero envíos de GNL con destino a Brasil y Argentina se pagaron por encima de 18$/MMBtu, generando una gran competencia (y elevando precios) con el mercado asiático.

A principios de abril el precio del gas marcado por el Henry Hub iniciaba una

escalada, alcanzando los valores más altos desde 2011. Pese a ello, a mediados de abril el precio del gas en el mercado de EE.UU. (considerando solo el Henry Hub) era de 4,16$/MMBtu, frente a 16,72$/MMBtu el fueloil de 0,3% y a 19,38$/MMBtu el precio del gasoil.

Esta relación expresa el desacoplo del precio del gas con los productos

petrolíferos, ya comentado, y la ventaja comparativa con la que está contando la industria estadounidense con respecto a la de otras áreas del mundo. Dos efectos positivos más: el beneficio para los consumidores y la mayor utilización en la generación de electricidad, produciendo como efecto secundario una sobreoferta de carbón en los mercados mundiales.

En 2013 se ha intensificado una situación que ya se producía en 2012: los

descuentos en el precio del gas resultante de aplicar literalmente los contratos vigentes a largo plazo entre proveedor y comprador. Los compradores europeos y


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algunos asiáticos continúan presionando para renegociar el precio que se determina en los términos contemplados en los contratos.

La firma de contratos con propietarios de plantas de licuefacción que se

encuentran en construcción en EE.UU. ha proliferado. El aumento de los contratos firmados por compradores europeos y asiáticos ligados al indicador Henry Hub, ha servido de elemento de presión para obtener descuentos significativos en bastantes ocasiones.

Por tanto, puede hablarse de una influencia del shale gas o gas de esquisto

estadounidense en el precio de otros mercados antes de que se haya puesto en el mercado mundial.

Otro rasgo de la evolución de los precios de aprovisionamiento de gas natural

en 2013 ha sido una acusada volatilidad, si bien dentro de uno abanico de variación no muy amplio. Factores como las tensiones políticas en algunos países de Oriente Medio (con influencia clara en el precio del crudo y por tanto en los contratos a largo plazo de gas), la variación de la demanda europea en función de una climatología cambiante (invierno no riguroso, pero unos meses de marzo y mayo con temperaturas relativas bajas) y los problemas en algunos países exportadores (Noruega, Nigeria, Egipto, entre otros), han producido con mucha frecuencia variaciones en los costes de aprovisionamiento.

A finales de septiembre los precios se movían bastante alineados con los valores con los que se inició el año, excepto en precio spot del GNL en Asia que tenía un descuento de 1,50 $/MMTU sobre el precio en Enero. .

En ocasiones la demanda de GNL en el mercado spot de algunos países sudamericanos ha tensado los precios. Por ejemplo, a finales de enero envíos de GNL con destino a Brasil y Argentina se pagaron por encima de 18$/MMBtu, generando una gran competencia (y elevando precios) con el mercado asiático.

A principios de abril el precio del gas marcado por el Henry Hub iniciaba una

escalada, alcanzando los valores más altos desde 2011. Pese a ello, a mediados de abril el precio del gas en el mercado de EE.UU. (considerando solo el Henry Hub) era de 4,16$/MMBtu, frente a 16,72$/MMBtu el fueloil de 0,3% y a 19,38$/MMBtu el precio del gasoil.

Esta relación expresa el desacoplo del precio del gas con los productos

petrolíferos, ya comentado, y la ventaja comparativa con la que está contando la industria estadounidense con respecto a la de otras áreas del mundo. Dos efectos positivos más: el beneficio para los consumidores y la mayor utilización en la generación de electricidad, produciendo como efecto secundario una sobreoferta de carbón en los mercados mundiales.

En 2013 se ha intensificado una situación que ya se producía en 2012: los

descuentos en el precio del gas resultante de aplicar literalmente los contratos vigentes a largo plazo entre proveedor y comprador. Los compradores europeos y algunos asiáticos continúan presionando para renegociar el precio que se determina en los términos contemplados en los contratos.

La firma de contratos con propietarios de plantas de licuefacción que se

encuentran en construcción en EE.UU. ha proliferado. El aumento de los contratos firmados por compradores europeos y asiáticos ligados al indicador Henry Hub, ha


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servido de elemento de presión para obtener descuentos significativos en bastantes ocasiones.

Por tanto, puede hablarse de una influencia del shale gas o gas de esquisto

estadounidense en el precio de otros mercados antes de que se haya puesto en el mercado mundial.

Otro rasgo de la evolución de los precios de aprovisionamiento de gas natural

en 2013 ha sido una acusada volatilidad, si bien dentro de uno abanico de variación no muy amplio. Factores como las tensiones políticas en algunos países de Oriente Medio (con influencia clara en el precio del crudo y por tanto en los contratos a largo plazo de gas), la variación de la demanda europea en función de una climatología cambiante (invierno no riguroso, pero unos meses de marzo y mayo con temperaturas relativas bajas) y los problemas en algunos países exportadores (Noruega, Nigeria, Egipto, entre otros), han producido con mucha frecuencia variaciones en los costes de aprovisionamiento.

A finales de septiembre los precios se movían bastante alineados con los

valores con los que se inició el año, excepto en precio spot del GNL en Asia que tenía un descuento de 1,50 $/MMTU sobre el precio en Enero.

El tiempo frío que llegó a EE.UU. a mediados de diciembre fue la causa de una

subida del valor marcado por el Henry Hub, que el día 12 llegó a 4,41 $ por millón de btu. Por esas fechas el mercado spot en el noreste de Asia marcaba 19 $/MMbtu y en suroeste de Europa de 13,8 $/MMbtu.

Como ya ocurriera en 2012, los precios del CO2 se han mantenido en valores

bajos, entre 4,5 y 5,5$/Tm. El intento del Parlamento europeo (abril) de desarrollar acciones para elevar este precio a medio plazo, eliminando el exceso de derechos de emisión gratuito no fue posible. Junto a los precios bajos del carbón y la atonía de las economías, se ha dibujado en Europa un cuadro de factores exógenos negativos similar al de 2012, con incidencia muy negativa en el uso del gas natural en la generación eléctrica.


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4.2. EL PRECIO EN EUROPA. En Europa el precio del gas se sitúa en un mercado más competitivo ya que

tenemos diferentes hubs gasistas que suministran gas a toda Europa, además consume el 10% del gas mundial.

Gráfico 4.1 Fuente: Agencia Internacional de la Energiá. Entre los hubs más importantes destacamos el NBP británico, el TTF holandés y el

Zeebrudge belga. A pesar de las diferencias entre los contextos de mercado y las características de

cada uno de los principales hubs de Europa continental, las señales de precios de sus mercados organizados están estrechamente relacionadas. Como podemos en el gráfico anterior, todos han seguido una evolución paralela, y han reaccionado de forma similar a los condicionantes de la oferta y la demanda.

En el año 2009 se produjo una caída de la señal de precio en los mercados

organizados de casi un 50% debida a la recesión y la consecuente reducción de la demanda de gas natural y exceso de oferta del mismo. A partir de entonces, los precios se han recuperado gradualmente hasta el momento actual, en el que se negocia a un nivel de precios muy similar al de 2009. Durante 2012, se sucedieron una serie de altibajos en los precios fruto, principalmente, de los problemas de suministro de gas natural ruso en Europa Occidental.

Las divergencias entre los niveles de precio en los cuatro mercados organizados

analizados son mínimas, y pueden relacionarse generalmente con las diferencias en el coste de transporte entre los distintos mercados. Los mercados interiores de Francia y Alemania tienen costes más altos, mientras que los mercados exteriores de Bélgica y Holanda son algo más bajos. Estas divergencias han pasado de representar un 5,8% del precio medio en 2009 a un 1,5% en 2011 en los últimos años. Por lo tanto, puede considerarse que, desde el punto de vista de los precios, los mercados organizados analizados de Europa Continental proveen en la práctica una señal de precios uniforme o coherente, modulada por diferencias que fundamentalmente se pueden atribuir a los costes de trasporte entre los cuatro mercados.


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El NBP Es el punto de fijación de precios y la entrega para el ICE Europa Futuros

(Intercontinental Exchange) de gas natural contrato de futuros. Es el punto de comercialización de gas de mayor liquidez en Europa y es una gran influencia en el precio que los consumidores nacionales pagan por el gas en el país. El gas en el NBP comercia en peniques por termia. Es similar en concepto al Henry Hub en los Estados Unidos pero difiere en que no es una ubicación física real.

En la siguiente tabla veremos la variación de precios que han tenido en Gran

Bretaña desde el 2005-2015.

Gráfico 4.2 Elaboración propia

año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

NBP 0 6,25 9,75 5,87 11,1 6,86 5,89 8,43 9,64 10,9 12,4 13,3

0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MTU

NBP


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4.3 EL PRECIO DEL GAS EN EEUU. En América el precio del gas está determinado por los contratos que se realizan en

los Hubs, el gas licuado en Norte América se ha mantenido con un precio bajo, aunque a principio de 2014 aumentó por la fuerte demanda y el tiempo tan frio que hizo.

Vamos a ver la evolución de los precios:

Gráfico 4.3 Elaboración propia.

Como podemos comprobar en los años más fríos los precios se disparan debido a

la falta de calefacción en los hogares, pero aun así es en el lugar del mundo donde más barato es el gas, todo a gracias a que el precios del gas esta solo condicionado a la oferta y demanda.

Tenemos que decir que en EEUU se va a producir un boom en cuanto a la energía

del gas natural se refiere, la revolución del shale en que se ha embarcado Estados Unidos promete dar un vuelco al mapa energético mundial, al menos durante los próximos años. El gigante norteamericano se ha lanzado a explotar sus enormes reservas de hidrocarburos no convencionales y el rápido incremento de su producción le va a convertir en la nueva superpotencia energética. El nuevo statu quo que se avecina para los próximos años, colocará a Estados Unidos en una posición cercana a la autosuficiencia energética y reducirá su tradicional dependencia de terceros países.

Los avances tecnológicos están permitiendo extraer más fácilmente y a precios lo

suficientemente razonables como para hacer posible la explotación de los hidrocarburos no convencionales. El shale oil y el shale gas, son petróleo y gas natural normales, pero es la forma de extracción la que es no convencional: por lo general, su aprovechamiento se realiza mediante la fracturación -el tan famoso y denostado fracking- de las rocas en que el crudo o el gas están atrapados en pequeñas bolsas.

año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Henry Hub 0 8,76 6,83 7,15 8,73 3,95 4,52 4,03 3,16 3,65 4,79 3,95

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

$/M

MTU

Henry Hub


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A la espera de que otros países con grandes reservas venzan las barreras

regulatorios y cuenten con la tecnología necesaria, de momento sólo en Estados Unidos (con permiso de Canadá) se produce gas no convencional en unos volúmenes comercialmente atractivos. La producción de gas pizarra en Estados Unidos, con regulaciones medioambientales más laxas, se ha disparado en los últimos años y sus planes futuros pasan por elevar, y mucho, sus exportaciones a otros países, con el consiguiente impacto en la oferta y suministro globales.

4.4 EL PRECIO DEL GAS EN ASIA. En Asia-Pacifico el precio está determinado en relación a los contratos a largo plazo

del petróleo, este precio también se ve aumentado por los transportes, los extras que los consumidores se ven obligados a pagar por la seguridad en el suministro.

En cuanto a los precios del gas en Asia nos fijaremos fundamentalmente en Japón

ya que es el único que hemos encontrado información debido a la complejidad del idioma y que muchas plataformas nos pedían algún método de cobro para suministrarnos información.

Variación de precios en Japón desde el año 2005 hasta marzo de 2015.

Gráfico 4.4 Elaboración propia. Como vemos en la tabla los precios son muy superiores a los de EEUU y a Europa,

debido a que los en Asia los contratos de gas son bilaterales, indexados al precio del petróleo, hay menos transparencia que en las otras dos zonas gasistas. A esto le añadimos la complejidad del idioma y esto hace que no se pueda enfatizar mucho más en este mercado.

año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GNL JAPON 0 6 7,15 7,89 12,39 9,08 11,02 14,86 16,79 15,34 16,05 17,14

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

$/M

MTU

GNL JAPON


-30-

4.5. TENDENCIA EN LA EVOLUCIÓN DE PRECIOS Para analizar la tendencia en la evolución de los precios acudimos al Informe de

Gas Outlook de 2014(WEO), este habla sobre tres temas principales: el carbón, el petróleo y el que más nos interesa el gas natural.

Al contrario de lo que ocurre con el petróleo, no existe un mercado global del gas.

Existen mercados regionales, esencialmente tres: Estados Unidos, Asia y Europa, explica el informe. Los trazados de los gasoductos, la principal vía de distribución del gas, han conformado estas tres regiones, que no están conectadas entre sí. Rusia, que controla el 26% del comercio mundial a través de gasoductos, es la principal fuente de gas en Europa. Estados Unidos, la otra gran potencia mundial, está interconectada con Canadá y México. La irrupción en el mapa energético de una tercera región, Asia, es mucho más reciente: consume ya el 22% del gas mundial cuando sólo es capaz de producir el 12%.

Las necesidades de Asia han impulsado el desarrollo de una tecnología alternativa

a los gasoductos, el gas natural licuado [LNG]. “El comercio de LNG está creciendo como resultado del aumento del consumo en Asia, donde la producción es muy limitada”, informa el informe. Esta alternativa a la distribución, de costes sensiblemente superiores, consiste en enfriar el gas a -162 ºC para que cambie su estado a líquido, disminuya su volumen 600 veces y sea viable el transporte marítimo. Aunque se conoce desde 1914, no comenzó a utilizarse hasta 1964 por Argelia, para servir al mercado francés e italiano. Según señala el informe, “el LNG supone las tres cuartas partes del comercio de gas entre continentes, especialmente de Oriente Medio a Asia”.

Los precios del gas en los tres grandes mercados regionales han evolucionado de

forma divergente en los últimos años. De acuerdo con las estimaciones del informe, desde que comenzó el milenio los precios del gas en Asia se han triplicado hasta ser los más elevados del mundo. En el mismo periodo, los precios del gas se han duplicado en Europa. Mientras tanto, en Estados Unidos, los precios no han dejado de caer. Desde 2005, la producción de gas natural en Estados Unidos ha acumulado un crecimiento del 26%. Uno de los principales factores que explican esta evolución es la extracción de gas pizarra o gas esquisto, que exigen la aplicación de técnicas de perforación horizontal y fractura hidráulica de rocas. Esta explotación, que no presenta restricciones medioambientales en Estados Unidos, ha elevado la producción de los 11 billones de metros cúbicos de 2000 a 287 en 2012.

La fragmentación regional del mercado del gas, sin embargo, podría ser menos

evidente en las próximas décadas. El impacto de dos revoluciones en auge puede acabar alumbrando un verdadero mercado global del gas. Por un lado, el incremento de la explotación de gas pizarra, fundamentalmente en Estados Unidos (lo que hará que sus exportaciones crezcan con fuerza), pero también en otras latitudes de manera progresiva. Por otro, la expansión de la distribución de gas natural licuado (GNL), que irá reduciendo la extrema dependencia que tiene el mercado con los gasoductos, para potenciar cada vez más las exportaciones entre continentes mediante buques.


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Gráfico 4.6 Fuente: WEO 2014.

Como podemos ver en el anterior gráfico, la previsión del WEO es que habrá una convergencia de precios entre regiones, invirtiendo la tendencia de la última década. El crecimiento de las exportaciones de Estados Unidos mayor del previsto, así como la caída del precio del petróleo podría reforzar este proceso y los precios del gas en Asia y Europa serían, en consecuencia, más bajos. Convergerán, pero no se igualarán. Previsiblemente se creará un mercado del gas natural en esencia de carácter global, pero eso no significará que el gas cueste lo mismo en todo el mundo.

Si atendemos a las estimaciones que realiza la Agencia Internacional de la Energía

(AIE), ya en los próximos años los precios de las diferentes regiones tenderán a converger, llegando a 2018 con el gas en EEUU en el entorno de los 5 dólares por MMbtu (millones de unidades térmicas británicas), en Europa sobre los 10 dólares y en Asia cerca de los 15 dólares. Las diferencias ya no serán tan abismales, pero en el mercado europeo el precio del gas seguiría siendo el doble que en EEUU y en Asia, el triple.

Y los cálculos de la AIE más a largo plazo auguran que en 2035 el diferencial se

estrechará aún más. En un escenario base, el gas costaría dentro de dos décadas 6,5 dólares en el mercado norteamericano, 12 dólares en Europa y 15 dólares en Asia. Sin embargo, si las exportaciones estadounidenses de gas natural crecieran por encima de lo previsto inicialmente, el precio caería en Europa hasta los 11-11,5 dólares y en Asia hasta los 13 dólares, ajustándose aún más esa convergencia mundial anunciada.


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Capítulo 5

Conclusiones.

Después de haber concluido con el trabajo, he llegado a estas conclusiones: 1º). La situación del Gas en el mundo es muy interesante ya que es una

energía que aunque se produzca a través de técnicas no muy modernas cada vez se están modernizándo más, tales como el Fracking y el transporte del gas en forma líquida llamado Gas Natural Licuado (GNL).

2º). Las regiones productoras más importantes no se encuentran en América

aunque este sea el mayor consumidor de gas del mundo ni en Oceanía, sino en Oriente Medio que cuenta con un 39,38% y el CEI que cuenta con un 31,68% del gas, es decir, estas dos regiones cuentan con más del 70% de los recursos mundiales de gas natural.

3º). En Europa la energía más utilizada sigue siendo el petróleo; pero el gas es

fundamental en el sector doméstico y en la generación eléctrica que requiere más del 60% que entra en la zona.

4º). En España nuestro principal importador es Argelia que nos suministra el

51% del gas que entra en el país y se tienen especiales expectativas en las técnicas de extracción no convencional para que nos podamos suministrar parte del gas que consumimos.

5º). Los principales productos financieros en los mercados gasistas se

negocian en los mercados OTC y en el Organizado. Cabe destacar que la mayoría que se negocian en Europa y Asia son swaps, futuro y opciones.

6º). Los principales hubs gasistas en el mundo son el Henry Hub que es un hub

Americano, físico y fue el primero de todos en constituirse y en segundo lugar tenemos el National Balancing Point (NBP) que es el principal hub europeo y además no es un hub físico sino virtual.

7º). Como hemos comprobado hay 3 tipos de precios a nivel mundial y esto nos

lleva a la siguiente pregunta ¿Cómo es posible que haya diferencia de precios si es el mismo producto? Pues bien el gas es un tipo de energía difícil de conseguir y no se negocia de la misma forma en un sitio que en otro. Analizados numerosos documentos hemos podido extraer datos y a través de la Excel, hemos llegado al siguiente gráfico que refleja los precios del gas en las tres diferentes zonas.


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Gráfico 5.1 Fuente: Elaboración propia.

8º). En EEUU el precio del gas natural depende de la variación de la oferta y

demanda negociada en el Henry Hub totalmente desacoplada del precio del crudo. 9º). En Europa los mercados del gas son más competitivos, pero los precios del

gas se han moderado debido al incremento de los contratos realizados en particular en el noroeste de Europa (sin embargo en el sur de Europa la indexación del petróleo sigue siendo la estructura de precios preferida), esto ha permitido que la dinámica del mercado de gas junto con una demanda moderada y relativamente amplia oferta, alimente a los precios europeos.

10º). En Asia el comercio está dominado por contratos bilaterales a largo plazo

en el que el precio del gas está indexado al del petróleo. A parte de esto no hay transparencia en el mercado, los consumidores tienen que pagar los gastos de transportación, una prima por la seguridad del suministro y los costos que los organismos públicos transmiten a los consumidores final dependiendo de la región a la que se envía.

11º). Según numerosos estudios como y basándonos de nuevo en el World

Energical Outlook 2014 (WEO) habrá una convergencia de precios, frenando la tendencia de la última década. El crecimiento de las exportaciones de Estados Unidos mayor del previsto, así como la caída del precio del petróleo podría reforzar este proceso y los precios del gas en Asia y Europa serían, en consecuencia, más bajos.

12º). Según la Agencia Internacional de la Energía en 2018 las diferencias de

precios ya no serán tan abismales, pero en Europa costará el precio del gas seguirá siendo el doble que en EEUU y en Asia, el triple.

Para finalizar me gustaría añadir algunas líneas de futuros trabajos que ayudaran a

poder profundizar este mismo: -Algún trabajo que hiciera más hincapié en los productos financieros que se

negocian en los mercados gasistas. -Otro que llegará a poder tratar los posibles hubs en la zona de Asia-Pacífico,

ya que debido a la falta de transparencia es muy difícil tratarlo.

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

$/M

MTU

Evolución de los precios en los diferentes Hubs gasistas.

NBP

GNL JAPON

Henry Hub


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Bibliografía

La bibliografía utilizada para realizar este trabajo de fin de grado ha sido la

siguiente:

Admin , (2013): “España podría albergar recursos de gas equivalentes a 70 años de consumo si recurre al “fracking””, http://www.energiadiario.com/publicacion/espana-podria-albergar-recursos-de-gas-equivalentes-a-70-anos-de-consumo-si-recurre-al-fracking/

Anega-Pozo. J (2014): “Propuesta para el desarrollo de un hub en España” Tesis doctoral de la Universidad de Comillas (Madrid), España

Informe Sedigas, (2013): http://www.sedigas.es/informeanual/2013/41.html

Informe Sedigas, (2014): http://www.sedigas.es/informeanual/2014/

Fundación para la Sostenibilidad Energetica y Ambiental, (2014) http://www.sedigas.es/informeanual/2014/

D.P (2014):”Las dos revoluciones que crearán un mercado de gas en todo el mundo” http://www.expansion.com/2014/09/17/empresas/energia/1410940904.html Faiña-Medín, J.A.; García Lorenzo, A; López Rodriguez, J. (2003): “La Liberalización del

mercado del gas” Revistaice.com, julio http://www.revistasice.com/CachePDF/ICE_808_35-

53__57037E4F92626E3A584441F9249B49EA.pdf

VV.AA. (2014): World Energy Outlook, Páris.

la importancia del gas en el mundo : el precio del gas

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