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Uno de los eventos más remarcables de la última década en los mercados de la energía en Europa fue el cambio de la indexación del precio del gas al petróleo hacia el tan nombrado modelo Hub. La indexación del precio del gas al del petróleo es hoy ya una reliquia del pasado. Promocionado por sus gobiernos, las compañías del monopolio gasista establecieron contratos de larga duración con productores de gas natural con duraciones de hasta treinta años. Debido a una falta de precios de referencia de gas natural, se decidió fijar el precio al combustible competidor más importante en aquel momento: el petróleo.
Incluso si la indexación al petróleo fue una inteligente estrategia de marketing en aquellos días de cambio de combustibles de fuel a gas natural, cuando los mercados fueron liberalizados, esto causó varias cuestiones serias a tener en cuenta:
- Los acuerdos a largo plazo aportan una importante ventaja competitiva a los proveedores que ostentan el control, ya que es difícil para un proveedor alternativo poder conseguir un contrato con un productor de gas. Por lo tanto, para obtener los suministros, estos proveedores alternativos a menudo tienen que comprar el gas de los proveedores titulares con los que se supone deben competir. En los primeros días de la liberalización del mercado del gas, frecuentemente vimos que los proveedores alternativos no eran más que los vendedores del gas que fue originalmente adquirido a un gran competidor en virtud de un acuerdo a largo plazo. Esto era obviamente una base pobre para que los proveedores alternativos ejercieran el tipo de presión competitiva que hace bajar los precios,
- Por otra parte, este tipo de acuerdos a largo plazo a menudo contenían los derechos exclusivos para el uso de la capacidad en la infraestructura clave, como las conexiones transfronterizas para la importación de gas, terminales de GNL o de los sitios de almacenamiento. Esto hace que sea aún más difícil para los proveedores alternativos desarrollar su negocio.
- Los precios indexados al petróleo tienen un cierto grado de complejidad matemática. Los consumidores finales a menudo no alcanzan a comprenderlo, por lo que es imposible para ellos hacer una evaluación correcta de las propuestas que les ponen en la mesa.
- En algunos mercados (por ejemplo, Alemania) el mercado tiene una gran variedad de diferentes fórmulas de indexación al petróleo, por lo que es muy difícil conseguir una idea correcta del nivel de precios del gas en ese país.
- En los mercados a largo plazo, los contratos indexados al petróleo no son un instrumento con mayor claridad. Los consumidores finales sólo pueden preguntarse que es lo que pagan sus proveedores por el gas a sus proveedores. Por lo tanto, no hay transparencia en absoluto respecto a los márgenes, poniendo de esta manera a los consumidores finales en desventaja en las negociaciones de contratos.
- Esta falta general de transparencia también se ve claramente cuando se ofrecen servicios de gestión de precios. En muchos países, los proveedores tienen una larga tradición de ofrecer contratos indexados al petróleo con servicios que permiten a sus clientes hacer swaps de precios flotantes a fijo, fijo por flotante e incluso cambiar entre diferentes fórmulas. Los proveedores realizan las operaciones necesarias de fijación en el mercado de petróleo para ejecutar este tipo de swaps. Sin embargo, el cliente final a menudo carece de los conocimientos matemáticos de las formulas y de las operaciones en el mercado del petróleo para juzgar si el precio fijo por ejemplo, era la opción correcta o si su proveedor estaba abusando de la operación de fijación para obtener márgenes extra.
- Desde el punto de vista de la teoría económica, la indexación al petróleo es también una solución peligrosa. Esto significa que el precio de un producto (gas natural) está determinado por la dinámica de oferta y demanda de otro producto (petróleo). Por lo tanto, el precio no está dando una señal correcta a productores y consumidores. Pudiendo ser que la oferta del gas natural sea baja, pero su precio sea bajo debido a una gran oferta de petróleo. En ese momento, el consumidor no está recibiendo la señal de reducir su consumo y el productor no está recibiendo la señal para aumentar su producción, por lo tanto, el mercado no está restaurando en equilibrio entre la oferta y la demanda. Estoy bastante seguro de que a Adam Smith le habría disgustado la idea de la indexación del gas al petróleo.
- Por otra parte, hay más gas natural en el planeta que petróleo. Por lo tanto, las posibilidades de sobre-valoración de gas natural son bastante altas cuando se indexa al petróleo. Eso, obviamente, explica porqué los productores, como la rusa Gazprom, han sido feroces defensores de esta indexación del gas natural, y esto no es sólo una teoría económica. En efecto, hemos visto que en todos los países que se cambió la indexación al petróleo hacia un modelo Hub, el precio del gas natural se redujo significativamente para el consumidor final.
El modelo Hub comenzó su andadura por primera vez en los EE.UU. con el Henry Hub y en el Reino Unido. Con la creación del NBP, el Reino Unido hizo algo sumamente interesante, la creación de un Hub virtual, a lo cual volveré más tarde. A continuación, este modelo fue copiado en Bélgica (Zeebrugge), Países Bajos (TTF), Francia (PEG), Alemania (NCG y GPL), Italia (PSV) y otros países. Hoy en día, en la mayoría de los países de Europa, el gas se compra basándose en la fijación de precios en un Hub. Incluso hemos sido testigos de la integración del mercado, con los precios de esos mercados mayoristas convergiendo y el TTF convertirse en precio de referencia al cual están vinculados los precios en los contratos de los consumidores finales. Para la mayoría de los grandes consumidores industriales de gas en Europa, las desventajas de tener precios de gas indexados al petróleo se han convertido en un tema del pasado. Actualmente disfrutan de precios de gas más transparentes, acompañados de mejores servicios de gestión de precios. Por otra parte, como se mencionó anteriormente, el cambio hacia el precio Hub se acompaña de precios más bajos y ahorros importantes. Aún así algunos países se han quedado atrás y no han hecho el cambio hacia un modelo tipo Hub. Uno de ellos es España. (Portugal también, y al igual que en los mercados de gas en España y Portugal, los mercados de la electricidad están muy ligados.)
Después de años de abandono, el gobierno español ahora parece tomarse en serio la realización de las adaptaciones necesarias para reformar su mercado de gas e introducir el modelo de mercado Hub que ha sido un gran avance para los consumidores de gas en otros países europeos. El 22 de mayo se publicó la nueva Ley de Hidrocarburos tan esperada. Tras la primera lectura, parece contener algunos elementos que podrían despertar el desarrollo de un mercado Hub real en la Península Ibérica.
No cabe duda de que el elemento más importante es la introducción del Hub virtual. La primera virtualización de un Hub fue llevada a cabo en el NBP dando muy buenos resultados. Posteriormente, se repitió este proceso en diferentes países, siendo TTF el ejemplo mas espectacular. Desde el punto de vista legal, un ‘Hub’ es el lugar físico donde el gas cambia de titular. Tradicionalmente en Hubs físicos como el Henry Hub o el Baumgarten en Austria, es un lugar físico concreto. Antes del punto físico (normalmente una válvula en un gaseoducto), el gas pertenece al vendedor y pasado ese punto, el gas pasa a pertenecer al comprador. Cuando se crea un Hub virtual, éste está formado por toda la red de transporte. De esta manera, toda un área geográfica como por ejemplo Gran Bretaña o Holanda, se convierte en una gran zona de Entrada-Salida (Entry-Exit zone). Esto quiere decir que el vendedor puede inyectar el gas en cualquier punto ya que se considera que éste es inyectado en el Hub, y el comprador puede extraerlo desde cualquier punto de la red, ya que se considera que lo ha extraído del Hub.
Los Hubs físicos no son tan beneficiosos para la competitividad del mercado minorista y el trading como los hubs virtuales. Los vendedores de gas necesitan pedir acceso a un lugar geográfico específico y la capacidad que quieren extraer puede ser restringida ya que, si otros comercializadores han firmado contratos de gas a largo plazo, los derechos de capacidad se les asignan a éstos últimos. Por tanto, un comercializador necesitará transportar el gas hasta el cliente final. Durante el transporte, puede que tengan lugar restricciones de capacidad que dificultan enormemente el transporte de gas hasta las zonas de entrada en las que sí tienen derechos de capacidad para inyectar el gas. Esto está claro en el caso de España, donde las distancias entre los puntos de inyección y los clientes son grandes. Un comercializador que obtenga su gas en Huelva, puede tener dificultades para suministrar el gas a clientes industriales en el norte. Sin embargo, hemos observado el desarrollo de un mercado de swaps en el que unos comercializadores intercambian cantidades de gas que pueden suministrar en ciertas áreas con otros comercializadores que no pueden suministrar gas en esas áreas. En conjunto, no podemos decir que el mercado español sufra la falta de ofertas. Cuando lanzamos una licitación de gas, obtenemos fácilmente hasta diez ofertas de comercializadores diferentes. Lo que realmente nos produce frustración es que los precios que ofertan son altos comparados con otros países de Europa, continúan indexados al Brent y al tipo de cambio y en muchos casos no permiten a nuestros clientes gestionar su riesgo.
La nueva Ley de Hidrocarburos introduce un Hub virtual que cubre todo el territorio español. Es una idea muy interesante ya que opino que la Península Ibérica, contrariamente a lo que dicen los comercializadores, posee un sistema gasístico idóneo para el desarrollo de un Hub virtual. La red de transporte se asemeja a la rueda de una gran bicicleta con gaseoductos que recorren la costa y atraviesan el centro (Madrid). El gas puede ser inyectado en la rueda al menos en diez puntos diferentes: gaseoductos que conectan Francia en el norte y la costa Norafricana por el sur y ocho terminales de GNL. Si se conecta todo esto en un Hub virtual, se liberará a los comercializadores de las dificultades que tienen para acceder a los puntos de inyección cercanos a sus clientes . También se les liberará de obtener derechos de capacidad (o de hacer swaps) para transportar el gas desde las zonas de entrada hasta las zonas de salida. De esta manera, cabría esperar que España desarrollase el tipo de competición entre comercializadores existentes y nuevos que existe en otros países. Esto podría dar lugar a importantes beneficios para los consumidores españoles, tales como:
- Ahorro de los costes. Actualmente, estamos viendo precios del gas indexado al petróleo en un rango de 24-25 €/MWh. Los precios en los Hubs del noroeste de Europa rondan los 22-23 €/MWh. Si, debido al desarrollo del hub, los precios en España convergiesen con los precios del resto de Europa, seríamos testigos de una gran oportunidad de ahorro. Cabe señalar que, debido a la bajada del precio del petróleo, la diferencia entre los precios del gas en España y otros Hubs europeos es históricamente baja. En 2014 por ejemplo, la diferencia era de hasta 10 €/MWh.
- La posibilidad de comprar energía de una manera diferente, con productos indexados al mercado spot y al mercado a futuro.
Todavía no esta claro si la nueva ley va a provocar un desarrollo rápido del modelo Hub en la Península Ibérica o no. La nueva ley de Hidrocarburos es una ley generalista en la que se define el marco legal para el desarrollo de un Hub en España. Que finalmente este modelo funcione o no va a depender de la resolución en futuros reales decretos y otros textos regulatorios de conceptos más específicos tales como el código de red necesario para equilibrar el sistema. La Ley anuncia que se está trabajando en la preparación de textos importantes en materia de regulación. La dificultad surgirá a la hora de entrar en los detalles. El gobierno español ha estado trabajando en la creación del Hub durante varios años. Tal y como he remarcado en otras ocasiones, las autoridades parecen estar centrándose demasiado en aspectos financieros del mercado como la creación de la plataforma de intercambio de productos spot y a largo plazo. Sin embargo, el éxito del Hub va a depender primordialmente de poner en orden aspectos físicos en los que se defina una gran zona de entrada/salida que permita que el acceso a la red se haga en condiciones no discriminatorias. Por tanto, tendremos que estar muy atentos a estos textos regulatorios pendientes de publicarse y ver si contienen los elementos necesarios para establecer realmente un Hub en España.
La nueva Ley de Hidrocarburos asigna la figura del operador del mercado organizado de gas a corto plazo a la compañía MIBGAS. Ésta estará formada por la compañía transportista Enagás y el operador del mercado OMIE/OMIP. La ley determina también que MIBGAS establecerá la plataforma de intercambio a la que deberá acudir Enagás para balancear el gas (compraventas de gas de corto plazo con entrega en el punto virtual de balance).
El hecho de involucrar tanto al organizador de la plataforma de intercambio en el sistema de balance, resalta la visión española de confundir el modelo Hub con una plataforma de intercambio. La política energética española normalmente falla en establecer beneficios para los consumidores finales y las autoridades se empeñan en detallar todo al milímetro, aumentando así la complejidad del sistema. Pero deberíamos dar a España el beneficio de la duda y esperar que, en los próximos meses, la formación de un Hub se convierta en una realidad para los consumidores españoles tal y como hemos atestiguado en otro países.
