Raúl Yunta, presidente MIBGAS
La globalidad, la interdependencia y el comercio mundial imperantes en la década previa se han visto sacudidas por los seísmos derivados de la pandemia mundial y de la crisis geopolítica originada por la invasión rusa a Ucrania.
La energía y, en particular, el sector del gas natural son el ejemplo más paradigmático al efecto.
Las reiteradas retiradas de los flujos de gas ruso a Europa desde la segunda mitad de 2021 han reforzado la unión de Europa cimentada en sus modélicos valores, pero han segmentado el mercado único del gas.
Así, los países europeos más dependientes del suministro del gas ruso a través de gasoductos como son los centroeuropeos de Alemania, Holanda, e incluso Italia entre otros, han visto aumentar los precios de gas de manera más significativas que aquellos otros no tan directamente dependientes del gas ruso por gasoducto, como España, Francia, Portugal o el Reino Unido. Las limitaciones en la capacidad de importación de gas natural licuado GNL del primer grupo de países respecto a los segundos ha provocado la divergencia de precios entre ambos.
Esta diferencia de precios entre los diferentes mercados organizados hubs europeos las marcan las infraestructuras disponibles, las restricciones del transporte de las infraestructuras existentes e, incluso, la diferente regulación (esta regulación, aunque muy armonizada en el caso de las redes de gasoductos, difiere en el caso de las infraestructuras de gas natural licuado o GNL).
Así, por ejemplo, la restricción actual del transporte de gas por gasoducto de Francia a Alemania derivada de la diferente odorización de su gas hace que los precios de ambos hubs difieran, no pudiendo llegar el beneficio de un precio más competitivo del gas del mercado mayorista francés al alemán.
De la evolución de los precios del gas en los diferentes hubs en 2022 se puede afirmar, simplificando, que existen dos grupos de mercados que obedecen a fundamentales distintos: el centroeuropeo basado en el transporte por gasoducto (y ejemplificado a través del hub holandés TTF) y el periférico (cuyo modelo es el hub ibérico MIBGAS) basado en el aprovisionamiento del GNL.
La diferencia de precios del gas (spreads) de ambos mercados así lo corrobora.
Estas diferencias de precios muestran la negociación existente en los mercados organizados. Sin embargo, los mercados de gas son más vastos. Así, del 100% de la negociación del mercado del gas en España, solo el 20% corresponde a negociaciones de productos estándares en el mercado organizado con precios transparentes, siendo el 80% restante correspondientes a transacciones bilaterales (OTC) opacas.
MIBGAS como mercado organizado ibérico que proporciona un precio transparente y competitivo a través de una negociación anónima es inductor de previos también en el mercado de los contratos bilaterales.
Además, MIBGAS proporciona una señal de precios de referencia no solo para el mercado gasista sino también para el mercado eléctrico.
Esta referencia de precios de gas para electricidad se ha hecho relevante y se ha puesto a prueba a través del mecanismo de ajuste introducido para el mercado eléctrico mediante el Real Decreto Ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Este mecanismo que utiliza el precio de MIBGAS ha conseguido unos ahorros, para el periodo del 15 de junio a 30 de septiembre de 2022, de 2.840 millones de euros (para la denominada demanda no exenta) respecto al precio del mercado que se hubiera conseguido sin mecanismo de ajuste.
Ahora bien, si en lugar del precio de MIBGAS se hubiera tomado como precio de referencia del mercado de gas centroeuropeo el correspondiente al hub holandés TTF, el sobrecoste respecto a la situación actual de aplicación del mecanismo descrita en el anterior párrafo hubiera sido de 2820 millones de euros. Esto es, del mismo orden de magnitud que los ahorros generados por el mecanismo aplicado.
Y si se hubiera tomado como precio del gas el de un GNL de referencia internacional como el correspondiente al índice JKM (Japan Korean Market) en lugar de MIBGAS, el sobrecoste sobre la situación actual hubiera sido de 560 millones de euros. Esto es, la cuantía del ahorro del mecanismo de ajuste hubiera disminuido en dicho valor.
Estos cálculos responden a valores de ahorro reales asociados a la demanda eléctrica a la que aplica.
Sin embargo, el cálculo de los ahorros por el uso de MIBGAS en el mercado del gas natural no es tan exacto. En el mercado del gas natural es más complejo conocer a qué demanda aplica el precio de MIBGAS. Si se hiciera un cálculo, obviamente aproximado, en el que el precio de MIBGAS aplicara a toda la demanda de gas, para el periodo considerado previamente, el ahorro respecto a si se aplicara el precio TTF alcanzaría un valor de 5488 millones de euros. Cota superior de ahorro nada despreciable conseguida en solo tres meses y medio.