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Funcionamiento de los mercados de gas natural en Europa

Miércoles, 31/08/2022

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Kim Keats

Director EKON SC

El precio del gas natural en Europa continúa en máximos históricos pero, ¿entendemos de dónde salen estos precios?

Kim Keats, Director de nuestro Colaborador la consultora EKON Strategy Consulting, nos lo explica en esta nota exclusiva.

Qué son los "hubs" de gas y cómo funcionan

Hay varios “hubs” de gas natural en Europa que se usan como puntos de referencia para cerrar operaciones mayoristas. Son mercados que cubren la compra y entrega de gas natural en diferentes puntos del continente europeo y se identifican por área geográfica, aunque no tiene que referirse a un lugar específico.

 

Normalmente, los “hubs” de gas natural se encuentran en el corazón de las redes de infraestructura de gas, como gaseoductos y/o terminales de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL). El “hub” se utiliza como un punto central de precios para el gas natural de la red. En muchos casos, el precio de un contrato de derivado financiero también se determina a partir del gas entregado en este punto lo cual facilita el desarrollo un mercado de derivados (como son los futuros), que ayuda a los participantes a gestionar el riesgo de mercado.

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La liquidez de cada “hub” depende de ciertos factores. En Europa, el National Balancing Point (“NBP”) en Gran Bretaña, y el Title Transfer Facility (“TTF”) holandés, son los principales “hubs” europeos. El NBP fue el primer gran “hub” en Europa que, al igual que su contraparte en EEUU, el Henry Hub (“HH”), se benefició de la regulación del mercado abierto, una producción nacional significativa en el Mar del Norte, y un alto consumo. Gran Bretaña también toma gas de gasoductos de Noruega e importa GNL. El TTF holandés se beneficiaba del enorme yacimiento de gas de Groningen, se encuentra en el corazón de la vasta red de gaseoductos de Europa continental, y tiene capacidad de importación de GNL. Con un precio en €, TTF es el principal centro y punto de referencia de precios del gas de Europa continental. La liquidez de otros “hubs” es mucho menor.

Hay una manera simple de identificar la liquidez de cada “hub”: para los “hubs” más líquidos, las plataformas de futuros (como serian EEX, ICE, CME, OMIP o MIBGAS) ofrecen contratos más largos, e.g TTF (en CME) hasta 2032, mientras PVB (en MIBGAS) solo cubre hasta 2024.

 

En España, ¿porqué el MIBGAS ha estado más económico que otros mercados europeos?

Los precios en MIBGAS (PVB) están por debajo de los precios de TTF, algo que no se había dado de una manera prolongada desde que arrancara MIBGAS en el año 2015 y que se tiene su explicación con la guerra en Ucrania, como indica el gráfico de abajo. Esto refleja una diferencia en la dinámica entre oferta y demanda. 

 

España y Portugal están aisladas de los "problemas" causados por los cortes de suministro de gas natural ruso, algo que afecta a muchos miembros de la Unión Europea, como Alemania, que están pagando una prima para cubrir sus necesidades actuales y llenar sus depósitos para cubrir la demanda del invierno.

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Iberia tiene un exceso de capacidad de plantas de regasificación de GNL. Pero la subida de precios en el resto del continente europeo nos afecta, pues aquellos que suministran GNL les sería rentable desviar los metaneros y descargar en otros puertos al norte de Europa.

 

Si este arbitraje fuese perfecto, los precios MIBGAS y TTF serían iguales, pero no los son.

 

Esto indica una falta la capacidad de regasificación en el resto de Europa y un límite en la capacidad de exportación de gas natural desde España a Francia, dos cosas que se pueden confirmar independientemente.

¿Qué relación tiene con el mercado eléctrico?

El precio MIBGAS refleja el coste de oportunidad para aquellos generadores que utilizan gas natural para generar electricidad en España. Hasta aquellos que tienen contratos de suministro de gas natural a mejor precio saben que lo podrían vender en el mercado secundario de MIBGAS a un precio más alto, así que el precio de referencia es todavía el de MIBGAS.. El coste marginal de combustible de un ciclo combinado es alrededor del doble del precio del gas: si el gas costase 200 EUR/MWh(g), con una eficiencia de 50% se necesitarían dos unidades de gas para generar una de electricidad, entonces el coste mínimo para cubrir el coste de gas para el ciclo seria 400 EUR/MWh(e). 

 

Pero como el RDL 10/2022 les otorga un subsidio equivalente a la diferencia entre el precio MIBGAS y el precio regulado de gas (que ahora es 40 EUR/MWh(g)) dividido por 0,55, el coste marginal de combustible se reduce a 109 EUR/MWh(e) (=400-(200-40)/0,55)).

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¿Qué previsiones maneja EKON del precio del gas para los próximos años?

Es difícil determinar donde irá el precio de gas natural durante los próximos años, pues es difícil establecer una previsión clara sobre la oferta y la demanda. Las reacciones a la guerra en Ucrania, el comportamiento de Putin, la entrada de nuevas fuentes de GNL y la evolución de la demanda, entre otros factores, afecta el precio de gas. 

 

Lo que pensamos es que, cuando la crisis de Ucrania pase, después de un proceso de ajuste, regresaremos a la “normalidad” en Europa, definida como un precio de gas natural a ~⅔ del precio del crudo en términos de energía. Los gráficos superiores muestran la relación mensual entre el precio del gas europeo y Brent desde 2000.

Kim Keats es Director de la Consultora EKON Strategy Consulting

Fuente de la imagen de portada: Aria Global

Gráfico 1: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2021/07/European-Traded-Gas-Hubs-NG-170.pdf. Note: El GPL y el NCG ya han sido superados por el THE.

Gráfico 2: Investing.com y MIBGAS. Datos hasta 19 agosto 2022.

Gráfico 3 y 4: World Bank y EKON calcs.  Datos mensuales 01/2000-07/2022.