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Es un hecho que el MIBGAS no cuenta con la liquidez suficiente para dotar a nuestro sistema gasista de la competitividad que necesita.
Aunque algunos agentes del mercado aluden a una falta de capacidad y proponen como solución un aumento de la interconexión con Francia, la realidad es que España tiene capacidad suficiente: un número significativo de plantas de regasificación repartidos por la Península Ibérica, así como gaseoductos con Francia y el norte de África.
Otros actores del sector opinan que la evolución del MIBGAS es sólo cuestión de tiempo y lo comparan con el TTF, mercado que tardó 10 años en obtener la madurez: Como nosotros “solo” llevamos unos años, todavía estamos dentro del margen de lo “razonable”. Creo que en España contamos con toda la experiencia de nuestros colegas europeos para tardar menos tiempo en poner a punto un mercado líquido.
Algunos suministradores apuntan, con más acierto según mi opinión, que el problema viene de una falta de confianza. Nadie se fía. Por eso es tan importante que el gobierno apruebe un decreto que designe obligatoriamente a los operadores dominantes como creadores de mercado, “market makers”. Este tipo de figuras, muchas veces sociedades financieras actúan como agentes que, a cambio de una remuneración, tiene disponible un volumen de energía para vender y a comprar.
Este mes de noviembre, el Consejo de Ministros ha aprobado el decreto por el que se establece la obligación de que los operadores dominantes del mercado gasista español, Gas Natural y Endesa, ejerzan en el mercado organizado (Mibgas) como creadores de mercado. De esta forma, ve la luz una medida que fue anunciada el pasado mes de enero por el ministro de Energía, Alvaro Nadal, en plena escalada de precios de la electricidad en invierno, solo se ha tardado 10 meses...
Otra medida que incentivará la madurez del mercado es que a partir de enero 2018 se va comenzar a negociar productos a plazo con entrega física mensuales (con vencimiento superior al mes siguiente), trimestrales, semestrales y anuales.
Sobre los precios de gas esperables en España:
La mayoría de los comercializadores siguen ofreciendo contratos a largo plazo indexados al Brent aunque ha habido un repunte de fórmulas indexadas al TTF (sobre todo por parte de nuevos suministradores que vienen de Europa y se han instalado en España).
Aunque muchos contratos de adquisición de gas entre comercializadores y productores siguen indexados al Brent, Gas Natural Fenosa ha firmado un contrato a 20 años con la base estadounidense de Cheniere para el suministro de al menos un barco de GNL a la semana.
De hecho, Montel asegura en su última publicación en papel que España está inundada de GNL desde este verano. Mi pregunta es, ¿por qué este exceso de gas no se ha visto reflejado en precios más bajos? Es cierto que en verano los precios del MIBGAS llegaron a igualarse con los del TTF pero actualmente el spread es de 4 EUR/MWh. Esta diferencia se podría explicar en parte por unos precios más altos de la electricidad (influenciados por los mantenimientos llevados a cabo en el parque nuclear francés) y del carbón (huelgas de los principales suministradores), pero el spread sigue siendo demasiado alto. ¿Justifican los acontecimientos anteriores el spread de 4 Euros por MWh?
Por otra parte, parece que los niveles de contratación de plantas de regasificación, así como la capacidad utilizada es reducida. ¿A dónde está viajando ese exceso de GNL? ¿Podría España aprovechar esta situación de sobrecapacidad para reducir el precio del gas que pagan los industriales?
Llamamiento al espíritu crítico:
Como parte de mi trabajo, asisto a muchos eventos en los que grandes y medianas comercializadoras exponen sus productos y sacan pecho, haciendo referencia a lo innovadores, flexibles y adaptables que son, entre otras bondades.
Me sorprende la visión tan optimista que tienen de sí mismos. Están realmente convencidos de que ofrecen flexibilidad a sus clientes, asesoramiento a la hora de hacer cierres e información de mercado actualizada.
A diario llevo a cabo comparativas de propuestas provenientes de distintos comercializadores. ¿Se considera de verdad que un comercializador es flexible si solo puede ofrecer cierres mínimos de 1 GWh al mes? Hay muchos consumidores medianos que quedan fuera de este rango y, por tanto, no pueden manejar su riesgo adecuadamente. ¿Se considera flexible una empresa que permite solamente hacer 6 cierres al año a un cliente de más de 100 GWh/año? ¿Se considera que un comercializador es flexible si, en caso de que el cliente consuma por debajo de un volumen previamente fijado, se le aplica una penalización de hasta 4 EUR/MWh en vez de vender ese excedente en el mercado? ¿Por qué los big players no permiten hacer cierres con el precio del settlement a clientes que deciden indexarse a TTF?
Creo que falta espíritu crítico por parte de los big players. Soy consciente de que todavía no tenemos un mercado suficientemente líquido y maduro para hacer propuestas muy flexibles, pero por lo menos, no seamos cínicos. Hasta que no podamos ofrecer productos en línea con lo que vemos actualmente en otros mercados más maduros (multiclicks para volúmenes pequeños en porcentajes con opción a comprar/vender el defecto/exceso en el mercado spot y con márgenes pequeños), no deberíamos sacar pecho.
El problema no solo está en el lado del comercializador: me entristece mucho ver que hay comercializadoras nuevas con precios muy competitivos y productos muy flexibles que no son seleccionadas. Hay consumidores verdaderamente convencidos de que, si no les abastece uno de los comercializadores tradicionales, van a tener problemas de suministro. Eso ya no es así. Además, estos clientes ‘fieles’ a las comercializadoras tradicionales están errando en su toma de decisiones y nunca van a obtener los mejores productos porque sus comercializadoras no se van a esforzar en reducir sus márgenes.
Sobre la situación actual del mix energético:
En línea con otros países europeos, España se prepara para reducir la generación eléctrica con carbón para 2025. Parece que parte de esta capacidad va a ser sustituida por fuentes renovables (de hecho, ya hay bastante capacidad subastada pero parece que existen problemas de financiación que podrían retrasar la construcción de esta nueva capacidad).
Algunos actores del mercado insisten en que las renovables son fuentes intermitentes y que sería necesario tener una capacidad de respaldo. Por tanto, sería necesario aumentar la capacidad actual de ciclos combinados para respaldar a las renovables. Pero si tenemos en cuenta que gran parte de la capacidad actual está en desuso, no tendría mucho sentido un aumento de esta capacidad instalada. Parece que esta supuesta necesidad de implantar más ciclos combinados podría estar promovida por agentes que esperan que estas tecnologías sean subsidiadas.
¿Qué opinan nuestros lectores?
