Friday, July 15, 2005

Hubs de Gas(II): Desarrollo de los Mercados Internacionales de Gas Natural

Última actualización 2 de julio de 2006. (Penúltima 20 de abril de 2006)

La eliminación de las concesiones y el acceso de terceros a las redes ha hecho que los mercados liberalizados de gas maduros estén constituidos en realidad por dos mercados competitivos: el del gas como mercancía y el del transporte del gas. La experiencia en Norteamérica y en el Reino Unido indica que el acceso de terceros a las redes conduce a la competencia gas-gas y a la creación de hubs. (Veáse "Descripción y Tipos de Hubs de Gas" en este mismo blog). La existencia de un gran número de trading hubs de gas en Norteamércia se considera consecuencia de: primero, un sistema de suministro que se desarrolló para atender las necesidades específicas de mercados regionales, cada uno de los cuales con sus propias características y dinámica de precios; y segundo, el coste de transportar el gas es alto en relación con el coste de producirlo en la boca del pozo. En consecuencia, el mercado del gas está más localizado que el de otras materias primas, resultando así mayor número de hubs y un arbitraje muy activo entre regiones. Una vez que el trading en el hub se desarrolla hasta convertirse en un mercado líquido, surgen los mercados spot y de futuros, mientras que las instalaciones de almacenamiento sirven para mejorar las posibilidades de negociación en lo hubs.

El objetivo para las transacciones de gas es pasar de la indexación tradicional asociada al petróleo, a nuevas referencias que puedan reflejar correctamente la situación del suministro y la demanda. La prueba de credibilidad de los precios de un mercado spot será el reconocimiento por parte de los bancos e instituciones financieras de su aceptabilidad como una referencia para suscribir los créditos para el desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura y producción. Como se ha observado en los Estados Unidos, los hubs serán los centros donde se van a crear estas referencias de precios y deben, mediante el aumento del volumen de transacciones, adquirir el status de precio del mercado.

Describiremos ahora algunos de los Hubs más importantes.

Henry Hub

El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural.

El Henry Hub es propiedad y está operado por el gasoducto Sabine Pipe Line, LLC, que a su vez es una empresa propiedad al 100% de ChevronTexaco. El Sabine Pipe Line parte del este de Texas cerca de Port Arthur, discurre a través del sur de Louisiana, no muy lejos del Golfo de México, y termina en Vermillion Parish, Louisiana, en el Henry Hub cerca de la ciudad de Erath. El Henry Hub está físicamente situado en la planta de gas Henry del Sabine.

El Henry Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales: Acadian, Columbia Gulf, Dow, Equitable (Jefferson Island), Koch Gateway, LRC, Natural Gas Pipe Line, Sea Robin, Southern Natural, Texas Gas, Transco, Trunkline, y el principal de Sabine. En conjunto, estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry Hub: ANR, Bridgeline, Centana, Channel, Cypress, Florida, HPL, Meches, Midcon, Olympic, Tejas, Tennessee, and Transco. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 1.800 millones de pies cúbicos/dia a través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas).

El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo reflejan las condiciones de suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. El precio spot del Henry Hub se refiere a las transacciones para entregas a realizar al dia siguiente que ocurren en la planta de tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos del gas natural han sido han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos, incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración.

Hubs europeos

El desarrollo del mercado del gas natural en Europa está ligado al descubrimiento del campo de Groningen en Holanda y a la construcción de los primeros gasoductos internacionales que conectaron este campo con Bélgica, Alemania y Francia. La construcción de las redes transeuropeas se aceleró entre 1970 y 1990 despúes de la primera crisis del petróleo. Estos gasoductos sentaron las bases de una vasta red de interconexión a través de Europa, desde Eurasia hasta el corazón de Europa, desde Noruega hasta España, y desde Argelia otra vez hasta el corazón de Europa. Por otro lado, desde 1964 hasta mediados de los años 1990, los suminstros de GNL han ido aumentando continuamente a tenor de la capacidad de licuefación de Argelia, con mucho el mayor suministrador europeo, y desde principios de 2000 se está observando un importante aumento de los volúmenes de importación con la entrada de nuevos suministradores como Egipto y Omán, y la construcción de nuevas instalaciones en España.

En Noviembre de 2001 la European Federation of Energy Traders (EFET) lanzó un borrador de contrato normalizado para el trading de gas en Europa. La existencia de un contrato normalizado constituye un requisito esencial para el desarrollo de un hub, porque sin este contrato estándar las transacciones exigen negociaciones y documentación adicional para asegurar los términos y las condiciones de los acuerdos. De esta manera, el trading en hubs con contratos normalizados se inició hace ya unos años en Zeebrugge (puerto de Brujas), y en el Reino Unido - con el conepto de "national balancing point" (NBP). También en Noviembre de 2001, Statoil, la energética más grande de Noruega, y las compañías de gas alemanas Ruhrgas y BEB formaron la North West European Hub Company (HubCo) para administrar un hub que comprendía los emplazamientos de Bunde-Oude (en la frontera germano-flamenca) y Emden, en el norte de Alemania, un importante punto de entrega del gas noruego.

A mediados de 2003 el grupo de suministradores de gas de Eurogas publicó una nota titulada “Hub-Services from the perspective of Gas Suppliers”, explicando sus ventajas para los suministradores y como deben funcionar estos hubs de forma no discrimantoria para los participantes.

Prueba del interés que está despertando el desarrollo de estos hubs y de su importancia energética para Europa es el Workshop que el pasado mes de Junio organizó la International Energy Agency en París bajo el lema Developing Gas Hubs in Continental Europe.

NBP

Los participantes en el mercado británico del gas natural disponen de cuatro mecanismos de trading:
- Los contratos bilaterales,
- Los mercados spot,
- El mercado sobre el sistema, y
- El mecanismo de flexibilidad. (Introducido para facilitar la determinación del valor del gas natural necesario para restablecer equilibrio en la red de transporte).

El mercado sobre el sistema es básicamente un mercado spot con un punto de entrega en el National Balancing Point (NBP); un punto hipotético en la red en el cual Transco, gestor del sistema gasista británico, equilibra la red de alta presión. (Si el suministro y la demanda combinada de gas de todos los transportistas está desequilibrada, el gestor del sistema está obligado a restablecer ese equilibrio. (En una red eléctrica de potencia, este punto de equilibrio podría asimilarse al "slack bus" o "nudo de referencia" de la red, salvando las distancias naturalmente). Bajo este concepto, y debido al gran número de puntos de entrada y salida del gas en la red y a la relativamente reducida distancia entre ellos, el sistema británico se considera como un único tanque, y el gas por el que se ha pagado un tanto de entrada se considera que está en el NBP, es decir, en el mercado. Para tomar gas en el NBP hay que pagar un tanto de salida. De esta manera, todos los suministros de gas transportados por la red de alta presión de Transco pueden negociarse en el NBP.

Una transacción en el mercado sobre el sistema involucra a transportistas que tienen contratos de transporte y que quieren comprar o vender gas natural. Los transportistas vendedores usan la capacidad que tienen reservada en la red para entregar gas en el NBP, donde se lo venden a los compradores que quieren gas; y estos a su vez, emplean su capacidad de transporte para llevar el gas que compran desde el NBP hasta los emplazamientos de sus clientes. La transacciones las facilita Transco, que registra los volumenes de gas negociado y proporciona los servicios de transporte. Como en un mercado tradicional, los costes de transporte de entrada y salida del mercado pueden variar de un sujeto a otro, pero esto es irrelevante para el trading.

En 1994, el NBP ya se había convertido en un mercado informal de gas entre los generadores de electricidad británicos. La introducción por British Gas en septiembre de 1996 de un riguroso procedimiento de equilbrado del sistema, respaldado por sanciones, condujo a utilizar como NBP localizaciones geográficas como Bacton o St. Fergus. Por otro lado, las grandes perspectivas que ofrecía el mercado sobre el sistema, y su potencial para la fijación eficiente de los precios para los contratos de gas físico llevaron al International Petroleum Exchange (IPE) de Londres a desarrollar su primer contrato de futuros de gas natural en Enero de 1997, marcando con ello el inicio del trading financiero de gas natural en Europa, y la aparición del primer hub europeo.

El NBP es el único hub en Europa con un "churn" del 15 por ciento. El "churn" en un mercado de materias primas describe el proceso mediante el que los participantes en el mercado compran y venden repetidamente con el fin de "refinar" sus posiciones y asegurarse de que compran lo más barato posible. El nivel de "churn" es una señal de la salud y liquidez del mercado. Sin embargo, su desarrollo futuro del NBP estará condicionado por el agotamiento de las reservas del Reino Unido —lo que disminuirá la flexibilidad del suministro—, así como por la escasez de instalaciones de almacenamiento.

Zeebrugge

El hub de Zeebrugge, en Bégica fue el primer hub que se creó en la Europa continental. Localizado en el puerto de Brujas se beneficia de excelentes instalaciones de almacenamiento y de su proximidad a los grandes gasoductos procedentes del Reino Unido (Interconnector) y de Noruega (Zeepipe), dispone de una terminal de importación de gas licuado donde llega el gas procedente de Argelia, Nigeria y otros países en forma de GNL y de una interconexión con la red de transporte de gas belga. Así mismo, Zeebrugge está conectado por gasoductos de gran capacidad con Francia, Holanda y Alemania. Todos estos gasoductos y terminales están interconectados de manera que el gas se puede mover o intercambiar entre ellos.

Dos elementos fueron claves para el éxito del desarrollo de Zeebrugge como hub. Uno fue la apertura del gasoducto Interconnector entre Gran Bretaña y Bélgica en Octubre de 1998, lo que permitió el arbritraje entre el mercado spot británico y el mercado continental europeo donde virtualmente solo se negociaban contratos a largo plazo con precios indexados al precio del petróleo. El otro fue el interes de la compañía belga Distrigas.

Distrigas con la colaboración de otras 40 compañías de gas lanzó Zeebrugge como un trading hub presentando en Noviembre de 1999 el Zeebrugge Standard Trading Contract y el Hub Services Agreement. El hub está operado por Huberator, una filial de Distrigas, que tiene dos funciones: operar físcamente los flujos de gas entre los diferentes puntos de toma y entrega en Zeebrugge, de lo que se encarga Fluxys (operador de la red de Distrigas), y actuar como un broker entre los socios que utilizan el hub de Zeebrugge.

Los precios de Zeebrugge están estrechamente relacionados con los del NBP británico y son sensibles a las averías o incidencias que se producen en el Interconector (veáse Two Markets and a Weak Link"). Sin embargo Huberator tiene ya más de 55 clientes, y la previsible disminución de la importancia de NBP probablemente acabará por convertir al Zeebrugge en el hub más importante de Europa.




Bunde

Desde 2001, y en torno a la zona delimitada por Bunde (Alemania), Oude-Statenzijl (Holanda) y Emden (Alemania), en el norte de la frontera germano-flamenca, se ha ido desarrollando el hub de Bunde merced a su excelente situación geográfica. Esta zona está próxima a Groningen, donde se encuentran los campos de gas holandeses, y a Emden (Alemania), donde están tres gasoductos que traen gas de Noruega: Europipe1, Europipe2 y Norpipe. Emden tiene una conexión con Bunde, que a su vez está conectada con Oude-Statenzijl. Las redes de transporte alemanas de Ruhrgas, BEB y Wingas se conectan aquí con la red de trasnporte holandesa. En total en esta zona hay siete gasoductos interconectados y una capacidad flexible de almacenamiento de alrededor de 15 bcm. A este hub tambén se le denomina Bunde-Oude_Emden.

Entre 2001 y 2002, casi al mismo tiempo, dos consorcios de compañías lanzaron dos hubs en Bunde. La operadora de la red de transporte de gas de Holanda Gas Transport Services (GTS), filial al 100% de la holandesa Gasunie lanzó Eurohub, mientras que una joint venture formada por las alemanas Ruhrgas Transport y BEB Transport, y la noruega Statoil, fundaron el hub rival: North West European Hub Company (NWEHubCo). El 24 de Abril de 2004 se produjo la fusión de ambos hubs rivales en un único hub.

TTF

El regulador holandés (DTe), con el fin de fomentar la competencia, solicitó a Gastransport Services (GTS), la empresa de transporte que anteriormente estaba integrada en Gasunie, que implementara un mercado similar al NBP británico. El nuevo sistema de entrada/salida, en torno a un punto hipotético que abarca toda la red de transporte holandesa, entró en vigor el 1 de Enero de 2003 con el nombre de Title Transfer Facility (TTF). Con el buen funcionamiento del TTF desde su puesta en marcha, surge la posibiliad de desarrollar una mercado robusto para el trading de gas en la Europa continental. El éxito relativo del TTF sobre el Eurohub y el HubCo, ahora fusionados, es una señal de una mayor preferencia por los hubs virtuales que por los hubs físicos locales. El TTF, como el NBP, es un mecanismo organizado en torno a una red de transporte de gas, y por consiguiente se puede limitar el impacto sobre el equilibrio del sistema ante cualquier contingencia física que pueda surgir, y las causas de "fuerza mayor" tienen menores consecuencias, mientras que las entregas en un hub físico en un punto específico presentan una mayor exposición ante la ocurrencia de incidentes operativos. No obstante, el regulador holandes no se encuentra aún muy satisfecho de cómo está funcionando el mercado, (veáse "Wholesale Market for Gas Functions Inadequately" Marzo, 2005).

Por otra parte, la Amsterdam Power Exchange (APX), la primera plataforma eléctronica de trading de energía que se creó en Europa (1999), en colaboración de los operadores de los sistemas de transporte belga y holandés, Fluxys y GTS respectivamente, creó en febrero de este año Gas Exchanges para los hubs de Zeebrugge y TTF. Esto ha supuesto la integración de APX Gas NL (la plataforma de la holandesa de GTS que posibilita el trading de TTF) y APX Gas Zeebrugge (la plataforma de la belga Huberator), con APX Gas UK (la plataforma de APX para el trading de gas en el Reino Unido). Esto abre la posibilidad de realizar entre ellas transacciones on-line totalmente anónimas. Participan de Gas Exanges Delta, EdF, Electrabel, Eneco, E.On Benelux, Essent y NUON. La unión de todas las plataformas electrónicas de trading de gas de Bélgica y Holanda contribuirá a una mayor transparencia y a facilitar la creación de índices del mercado.

Hubs potenciales

Se está produciendo la tendencia de algunos países a abanderar el desarrollo del concepto de un hub virtual. La Península Ibérica, y puede que Austria, parece que son los futuros candidatos para el establecimieno de un mercado de este tipo. Baumgarten en Austria está muy bien situada como puerta de entrada del gas de Rusia hacia Europa occidental. Aunque si bien muchos expertos piensan que puede ser un hub importante después del de Bunde, parece que uno de sus mayores inconvenientes sería su dependencia de su suminstrador principal, la rusa Gazprom. Por otro lado, vista la política y el plan estratégico de inversiones futuras de Enagás, no es descabellado pensar en la creación de un futuro hub en la Península Ibérica, (veáse ¿Puede convertirse España en un hub gasista? (Diaz Casado, R. Anales del Colegio/Asociación de los Ingenieros del ICAI. Diciembre 2004)). Para mayor detalle sobre el desarrollo del mercado gasista en España y la creación de un hub en la península Ibérica puede ir al comentario titulado Inauguración del Gasoducto Euskadour. Estrategias, en este mismo blog.

Índices

Anteriormente hemos comentado que el objetivo del trading financiero de gas es la utilización de índices aceptados que proporcionan un nivel de precio basado en transacciones rematadas. Los contratos de gas natural relacionados con un índice son todavía relativamente raros en Europa, siendo el índice del NBP (el Heren) el que está mostrando mayor madurez. Existe bastante debate en Norteamérica y Europa sobre la forma más fiable de desarrollar un índice, (veáse US FERC Docket No. AD03-7-001. Natural Gas Price Formation. "Staff Paper on Price Formation Issues" (June 13, 2003); Technical Conference & Workshop on Energy Price Discovery & Indices" NEM Analysis of June 24, 2003. National Energy Marketers Association; y para una solución particular el artículo de Greg Lander "Finding A Solution to the Natural Gas Price Reporting Conundrum"), y no existe aún mucho consenso sobre si los índices deben estar basados en torno a un hub como el NBP, en torno a a acuerdos formalizados a través de brokers, o en torno a transacciones reportadas por agencias como Platts y Heren. No hay una respuesta clara por el momento, y ninguno de estos escenarios está libre de poder ser manipulado por alguno de los grandes agentes en algún momento. Probablemente las cosas se irán aclarando a medida que el mercado vaya madurando.

REFERENCIAS

Gas Balancing Rules in Europe A report for CREG prepared by NERA and TPA Solutions. December 2005.

Visión del mercado de gas natural en América del Norte Grupo de Trabajo de Energía para América del Norte (GTEAN) del ASPAN. Grupo de Expertos en Materia de Comercio e Interconexiones de Gas Natural. Agosto 2005.

European Commission - Energy - GAS

2000 (November) Report prepared for the European Commission. Methodologies for establishing national and cross-border systems of pricing of access to the gas system in Europe

2005 (November) Conditions for Truly Competitive Gas Markets in the EU. UK Department of Trade and Industry.

2005. Carpenter, P., Frisch, M. Y Lapuerta, C.; "The advent of US gas demand destruction and its Likely consecuences for the pricing of future European gas suupplies". Gastech 2005. Bilbao (Spain). March, 16.

2004. Chabrelie, Marie-Françoise. "Gas Price Indexation and Strategies: A European Market Perspective" 2nd Asia Gas Buyers’ Summit 2nd & 3rd February, Mumbai, India

2004. CNE Informe por Sectores. "El Gas Natural"

2002. Cornot-Gandolphe, Sylvie. "Natural Gas Market Liberalisation: A New Context for Flexibility".Energy Prices and Taxes, 4th Quarter. International Energy Agency.

2003. EIA. US DoE. Natural Gas Market Centers and Hubs: A 2003 Update

2004. Ilex Energy Consulting. Gas Prices in the UK. 41 pp. October

2003 Institute for Energy, Law and Enterprise - University of Houston Law Center. "Introducción al GNL"

1998. International Energy Agency. Natural Gas Pricing

2002. International Energy Agency. Flexibility in Natural Gas Supply and Demand

2005. International Energy Agency- Joint Workshop: Developing Gas Hubs in Continental Europe. Paris, France: 13 June

2004. Steinar Gudmundsson, Jon. TPG4140 "Naturgassfaget på NTNU" ( NATURGASS - Natural Gas). IPT - Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics. NTNU - Norwegian University of Science and Technology

2005. Tönjes, Christoph. "Gas to Power in Europe". Energy Delta Institute, Groningen / The Clingendael Institute, The Hague

2003. Usano Fernández, R. M. "El mercado gasista español. La seguridad de suministro". Insituto de Investigación Tecnológica. Universidad Pontificia Comillas. Madrid.

1999. Westhoff, M. A. Using Operating Data at Natural Gas Pipelines Colorado Interstate Gas Company

Sin fecha - CEER. Madrid Process

Sin fecha - UNCTAD. Gas Natural, Precios


Otros comentarios en este mismo blog sobre el sector del gas:

Inauguración del Gasoducto Euskadour. Estrategias.

Hubs de Gas (I): Descripción y Tipos

Hubs de Gas(II): Desarrollo de los Mercados Internacionales de Gas Natural

Electricity and Gas Face Off: Arbitrage at Hubs

GAZPROM, SONATRACH Y EUROPA

Spain’s Castor Underground Gas Storage (UGS) Project

Renforcement de l’Artère de Guyenne

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