TTF Holandés: Indexar o no hacerlo

Cuando llevamos a cabo una licitación de gas, algunas de las comercializadoras nos presentan la indexación a “Title Transfer Facility” (TTF) como elemento diferenciador de su propuesta. Muchas de las veces, al verlo diferente a lo que estamos acostumbrados no llegamos a percibir las ventajas o desventajas de este producto y volvemos a la famosa fórmula de Brent (o derivados) y tipo de cambio (€/$) que sigue predominando en España.

Ahora bien, en España está operativo desde octubre 2015 el mercado organizado de gas operado por la sociedad OMIE, y conocido como MIBGAS Esta nueva organización ya está cambiando el panorama para la industria española en las licitaciones de gas. Es verdad que todavía no tenemos productos a futuro como nuestros homólogos europeos, pero ya hay un precio de referencia diario. Un precio que el gestor de la red de transporte emplea para comprar o vender el gas necesario con el que realizar el balanceo del sistema. Esto se traduce en que ciertos contratos de gas están adaptando las condiciones de volumen, haciendo que se liquide contra el mercado diario del Mibgas. Es más, están surgiendo asociaciones, como GASINDUSTRIAL que trabajan para que el Mibgas sea un mercado competitivo y se convierta en referencia como lo es el TTF en el norte de Europa.

Con el MIBGAS comenzando a funcionar, la indexación a mercados como el TTF se está volviendo a plantear en las licitaciones. ¿Conviene migrar a una indexación a TTF y descartar las formulas tradicionales de Brent y tipo de cambio? Para ello se debe analizar los pros y contras de este mercado.

El Brent es un tipo de petróleo que se extrae principalmente del Mar del Norte y marca la referencia en los mercados europeos, pero está sometido directamente a las decisiones en la producción de la OPEP. La organización de los países exportadores de petróleo denominada OPEP sigue siendo un driver en dicho mercado. Sus niveles de producción y exportación son señales para presionar al alza o la baja el precio. El problema es que es una organización opaca y que hace difícil predecir el porvenir del Brent.

Volviendo al TTF, el homólogo de la OPEP en el mercado de gas sería el foro de los países exportadores de gas (GECF) y no tiene la misma posición dominante. Hoy en día existen muchos hubs en Europa que disipan la posibilidad de que un grupo de productores se conviertan en un driver de todas las zonas y puedan dar una señal de precios. En 2014, las cuotas de mercado en OTC y en mercados de trading fueron:

Si bien esta situación permite conseguir más oportunidades, esto representa un mayor riesgo: hay numerosos participantes. La participación es alta evitando así que exista un agente dominante. Sin embargo, este nivel de participación ha convertido el mercado del Brent en un mercado más bien financiero que de materia prima. La dificultad en comprender un mercado financiero es que no se puede conocer el porqué de la actuación de cada agente. Hay agentes que pueden alterar el valor de Brent a pesar de que los fundamentales no lo sustenta por intereses particulares y, generalmente, por motivos especulativos. Se estimad que un 60% del precio del petróleo es puramente especulativo, en base a Global Reseach report. Un ejemplo de cómo desvirtúan la relación de demanda y oferta fue el alza que tuvo en la pasada reunión de abril en Doha. En esta reunión no se pactó grandes cambios, pero empujo el Brent a los 50 $. Un nivel de resistencia que se perdió después de que los agentes que tomaron posiciones las deshicieran para cosechar ganancias que se dieron por la especulación entorno al evento.

Esto es debido a que, en el mercado del Brent es global, y una gran parte de las operaciones no se traducen en la entrega del barril. Son operaciones de compra-venta que agentes de todas partes llevan a cabo para generar ganancias hasta obtener el objetivo financiero buscado. Sin embargo, el mercado de gas TTF se caracteriza por ser regional. En Europa hay varios hubs que suelen tener compradores y vendedores relaciones con la situación geográfica, es decir por estar cerca. De hecho, todavía se considera el mercado del gas, un mercado segmentado donde cada región se rige por variables y particularidades de su oferta y demanda con precios distintos. En este sentido, una parte importante de los contratos que se dan si se traducen en un intercambio de la materia prima a un precio acordado. Una particularidad que limita el tipo de participante en dichos mercados. Ya en 2014 bancos del nivel del Deutsche Bank AG decidieron retirar su división de trading en los mercados de materia prima por no obtener los beneficios esperados y enfocarse en sectores más lucrativos.

Como resultado, el volumen de contratos de compra-venta que se da en los hubs como el TTF es un 120% menor que el que se da en el mercado el Brent. Son mercados con menos operaciones y por lo tanto menos liquidez. Al no tener tanta liquidez como el Brent, dichos mercados tienen una menor presencia de agentes puramente financieros. Una característica que acota las variables a monitorizar para entender los posibles movimientos del precio. Por ejemplo, en el corto plazo los movimientos están afectados por la estacionalidad: una mayor demanda en invierno para la calefacción a diferencia del verano.

Es más, en Europa existe un alta grado de en interconexiones vía gasoductos entre ciertos hubs cercanos al TTF y que han provocado una correlación de los precios. Los cinco hubs con una mayor convergencia en el producto mensual de 2012-2014 fueron:

Esta correlación no sólo se da por las interconexiones existentes entre dichos mercados sino por compartir aspectos en común como los proveedores de gas, los ciclos económicos, y un alto grado de comercio entre ellos. Por lo que el precio de TTF es una indexación conveniente cuando se compite con el tejido industrial de dichas regiones, al ser utilizada por la mayoría de empresas. Una situación que no se da con las empresas indexadas al Brent. El Brent está influenciado por variables macroeconómicas y no por las particularidades de una región. Por lo que, dichas empresas pueden encontrarse con costes de gas distintos y a veces por encima de sus competidores si este se encuentra indexados al TTF. Para ello, ilustramos en el gráfico siguiente se muestra la evolución de una formula Brent y tipo de cambio frente al mercado del TTF en 2017:

Como hemos mencionado antes, los mercados de gas como el TTF son menos líquidos que el mercado del Brent. Esto puede provocar que pocas operaciones den lugar a saltos en los precios en pocos días. Sin embargo, en países del norte de Europa, se han reducido significativamente las puntas de precios máximos gracias a los almacenes de gas. Los almacenamientos subterráneos de gas se llenan en verano para proporcionar suficiente gas en invierno, cuando la demanda supera a veces la capacidad de los sistemas de tuberías y evitar subidas acusadas del precio:

Ahora bien, la caída de la demanda de gas combinada con la nueva oferta de buques de Gas Natural Licuado (GNL) han reducido el diferencial entre los precios de invierno y verano de unos 8 euros por megavatio / hora en 2010-11 a unos 1-2 euros. Esto está por debajo de los costos de almacenamiento de muchos operadores europeos, que son entre 4 a 8 euros. Actualmente se cuestiona la rentabilidad de dichos sistemas de almacenamiento de gas en un sistema sobre abastecido y que comienza a ver el coste de tener gas en reservas subir. Algún país miembro se está planteando subvencionarlos y poder mantener los volúmenes necesarios de seguridad. En mayo de este año, el gobierno francés anunció que estaba buscando mecanismos financieros de apoyo ante la caída de los precios de almacenaje.

Cada vez más, se está valorando la opción de depender más del GNL debido al atractivo de sus precios (más competitivos que el gas comprado por gasoducto). La infraestructura de plantas de regasificación y el coste de transporte bajo hacen que traer el gas por barco sea más competitivo que el gas por tubo. Según Cedigas, la asociación internacional del gas, las importaciones de GNL aumentaron un 10.2% respecto a 2015 en Europa. En el noroeste de Europa, donde los mercados de gas son más líquidos que en otras partes de la región, las importaciones netas de GNL aumentaron significativamente y expandieron el portafolio de proveedores, incluyendo a Qatar, que desviaron GNL para limitar el exceso de oferta en Asia. En el Reino Unido, la terminal South Hook recibió alrededor de 20% más de gas natural licuado (todos ellos procedentes de Qatar), unas importaciones netas que crecieron a 9,4 Mt. En Bélgica y en los Países Bajos las importaciones netas crecieron, respectivamente, a 2 Mt y 0,7 Mt.

Si el GNL se convierte en la fuente principal de los mercados de gas, los precios hubs estarán más influenciados por los vaivenes de la oferta y demanda global de GNL. Eventos como “Fukushima” o que países como Brasil vuelvan al camino del crecimiento, tensionarían rápidamente al alza los precios GNL y por ende el precio de TTF. Por lo tanto, el GNL es un arma de doble filo que puede eliminar uno de los atractivos del precio TTF. Éste sería más volátil, y, por ende, menos monitorizable al verse afectado por un mayor número de parámetros exógenos, tanto en la demanda como en la oferta. Según Cedigaz, en 2035 el GNL representara el 53% de las transacciones interregionales de gas:

Recapitulando, para valorar si indexarse o no al TTF, se debe tener en cuenta que el mercado del TTF:

No existen organismos de la envergadura de la OPEP con gran peso cuyo comportamiento no puede ser predecible
Posee una menor liquidez que el mercado del Brent con menor presencia de agentes principalmente financieros
Es regional y guardar correlación con los hubs interconectados no solo físicamente sino económica y comercialmente
Limita los picos de precios con sus almacenes de gas reduciendo el rango de cotizaciones.
Se puede aplicar como paso de transición al Migbas

Sin embargo, la penetración del GNL puede modificar las características comentadas.

Marta Merodio | Energy Consultant