Hemos hablado mucho del Mibgas, el hub gasista de España que debió empezar en 2014 y se retrasó un año. Sobre todo se ha hablado del potencial que supone para España como expone nuestro artículo “La alternativa para nuestra isla energética”. Un artículo en el cual se presenta a España como un jugador de primera liga en los mercados energéticos europeos gracias al gas.
Recordemos que España tiene 11.000 kilómetros de gasoductos, con 7 plantas regasificadoras con un acceso a más de 6 países exportadores de GNL. Un acceso que ha hecho de España el sexto importador de GNL, con una capacidad 3 veces mayor que el consumo anual del país, concretamente de 92 bcm (22 bcm de los cuales por tubería con Argelia). Estas características junto al hecho de que, en pro de la transición energética hacia una economía con menos emisiones de C02:
- Se está designando al gas como compañero de las renovables en la transición energética
- Francia busca disminuir el uso de la energía nuclear en un 25% para 2050
- En 2014 el gas natural ya represento el 21.5% entre las fuentes empleadas en la generación de energía
dan a España la oportunidad de ser un proveedor energético significativo. España permitiría garantizar una mayor seguridad y diversidad de suministro para Europa. Pero para que España pueda ser la puerta de entrada de gas a Europa se necesitan al menos cumplir dos requisitos:
- Un mercado maduro de una liquidez suficiente
- Una interconexión con Francia de una capacidad suficiente
¿Se han dado dichos requisitos desde que empezara a funcionar en diciembre del 2015?
El Mibgas a finales de 2017
El mercado de gas de España lleva funcionando 17 meses. En marzo ya había 51 agentes dados de alta y se llegó a negociar 849.7 GWh. Un volumen de gas negociado que representa el 2.9% de la demanda total nacional. A pesar de que en octubre 2017 se negociará un 6.25% de la demanda nacional, esto sigue sin ser suficiente pues fue circunstancial. El pico de negociación fue gracias al significativo aumento de la demanda de gas (8,1% en valores interanuales), con un protagonismo del uso de gas para generación de electricidad y de las importaciones de gas desde mercados europeos, en valores máximos en los últimos años. Un volumen muy bajo y que tiene una significativa correlación con el Brent, situando el precio del gas español hasta un 25% más caro que en el resto de los países europeos. Un gas compuesto a fecha del 08 de marzo de 2017 por:
Source: Enagas
Sin embargo el pasado 10 de noviembre, el gobierno aprobó un acuerdo que establece la obligación de que los operadores dominantes del gas, Gas Natural y Endesa, actúen como creadores de mercado en el Mibgas. Esto implica que ambas compañías deberán presentar de manera continuada ofertas de compra y venta en el mercado organizado del gas. Una acción que mejoraría la liquidez de Mibgas, al permitir que los operadores dispongan en cualquier momento de un volumen de gas negociado suficiente para cubrir sus necesidades. Una mayor liquidez que aumentaría la fluctuación de precios, es decir la volatilidad del mercado, al tener negociaciones continuas en vez de ser en momentos escasos dando curvas de precios escalonados. A la vez, la mayor liquidez reduciría los máximos de precios al tener mayor número de ofertantes.
El 14 de noviembre MIBGAS Derivates anunció que gestionará la negociación de los productos derivados de gas natural (futuros) y OMIClear será la cámara de compensación y liquidación de las transacciones realizadas en este mercado organizado a plazo. Es más, OMIP, el operador del mercado designado para gestionar MIBGAS S.A., ya presenta cotizaciones de los productos derivados de gas natural a plazo (futuros) desde el 24 de noviembre. Tenemos productos a plazo con entrega física mensuales (con vencimiento superior al mes siguiente) como trimestrales, semestrales y anuales cuyas cotizaciones en Iberian gas products de OMIP. Una señal de que el mercado de gas en España será pronto un mercado maduro, capaz de ser precio referencia al sur de Europa y de pertenecer a un esquema hub to hub de la Unión Europea:
Source: FRS, Workshop Vienna 3 December 2010
Se puede decir que el primer requisito ya está en camino. Solo queda ver si también le sigue el segundo.
El Midcat y su nuevo empujocito
La interconexión actual de España con Francia es solo de unos 7.2 bcm/año por el País Vasco (Irún) y Navarra (Larrau). Una interconexión muy muy baja. Una interconexión que se aumentará con el proyecto acordado en marzo 2015 del Midcat, de dos fases (con un presupuesto de 480 millones de euros y 3.000 millones de euros respectivamente). Un proyecto que la Comisión Europa ha considerado prioritario para completar el mercado energético europeo y conseguir la Unión de la Energía. La primera fase del Midcat, conocida como STEP, ha sido establecida en este pasado mes de noviembre como tercera en la lista de Interés Común para Europa (PCIs). Un cambio que se da a la vez de la “renovada” predisposición del Ejecutivo francés en dicha materia. Bruselas ha reconocido que el nivel de interconexión fijado para 2020 de 5.8% es insuficiente. Europa pretende elevar al 15 % la capacidad de interconexión entre Francia y España con este proyecto.
Source: Enagas
Los PCIs son 173 proyectos, de los cuales 53 corresponden a proyectos de gas. Los proyectos de gas buscan obtener diversificación de suministro y completar la integración de los mercados energéticos de Europa para mayor seguridad. España podría remplazar hasta el 10% de gas que Europa importa desde Rusia. Un objetivo que ha tomado más fuerza desde el conflicto de la república ex soviética con Ucrania, que ha producido interrupciones en el suministro ruso hacia Europa en los últimos años. Una mayor integración de mercados que no solo mejorará la seguridad sino también aumentará la competitividad. Se alcanzaría en España el hub to hub que daría una mayor convergencia de los precios de gas a la baja entre países europeos.
No solo STEP-Midcat ha mejorado su posición en los PCIs, Bruselas también ha incluido como prioritario el proyecto de interconexión entre España y Portugal que se desarrollará en dos fases alcanzado una capacidad final de 139 GWh/d en sentido España-Portugal y de 126 GWh/d en sentido Portugal-España.
A diferencia del primer requisito, el segundo está a mitad de camino, pues la puesta en marcha de estos proyectos no es antes de 2020. Mientras esperamos el aumento de las interconexiones para convertirnos en un hub de GNL a gran escala, Mibgas se puede apoyar en otras actividades que darían mayor uso a las infraestructuras de gas. Mibgas podría convertirse en un hub de GNL a pequeña escala siendo el lugar de recarga de los buques.
Y más gas según Navia
En pro de avanzar en la descarbonización y de acabar con la elevada capacidad ociosa de la infraestructura gasista de España, Daniel Navia pone en la mesa el sueño que se lleva proclamando desde la Asociación Española de GAS (Sedigas). El plan de Energía en gas pasa por impulsar la actividad de carga y descarga de buques para aumentar el uso de las regasificadoras y almacenamientos construidos en el país – no se supera ni en el mejor de los casos el 40% de su capacidad potencial- y estimular los ingresos regulados del sistema para acabar con el déficit estructural. El Ministerio ha reafirmado su objetivo de convertir a España en un gran centro logístico del gas en Europa. Según palabras del Secretario de Estado de Energía, Daniel Navia, en la Asamblea Anual 2017 de GasIndustrial, algunas de las medidas serían el aprovisionamiento de los ferries con gas natural, o el almacenamiento temporal de combustible en tránsito. Para ello, el Ministerio está estudiando reducir los peajes cobrados a los barcos que utilicen a España como punto intermedio en el transporte de gas desde países productores a consumidores de este hidrocarburo. Se estima que esta actividad podría suponer al sector ingresos anuales por valor de 70 millones de euros.
En resumen, tenemos que los productos a futuro del Mibgas son un hecho para ya, pero con unas interconexiones como el Midcat que serán un hecho en 2020 y con un plan por parte del Gobierno de revisar la normativa para dar más uso de gas, que desconocemos si será un hecho algún día. Si bien el Gobierno reiteró el compromiso con el desarrollo del gas natural para cumplir con los objetivos mundiales de descarbonización, también ha retirado su compromiso con el carbón. Y a los hechos nos remitimos con el borrador de Real Decreto que el Ministerio de Energía envió a la CNMC el pasado mes de noviembre. De esta forma el Gobierno denegará el cierre de las plantas solicitadas desde el mes de julio de 2017.
En este contexto, si bien Mibgas está dando pasos, la realidad no le sigue. Desde Magnus CMD vemos que el Mibgas no es un sustituto de las formulas Brent y tipo de cambio ni de productos de hubs como el TTF todavía, pero que en menos de 2 años lo será.
Marta Merodio | Energy Consultant
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