Más de un tercio del gas consumido se negocia en el mercado ibérico

Mibgas se ha convertido durante 2022 en uno de los índices más económicos y con menor volatilidad de precios en Europa. Mientras la crisis energética ha provocado una pérdida de la confianza de las autoridades europeas en el mercado holandés TTF y ha abierto las puertas a buscar mejores referencias de precios para el gas, el número de contratos que está utilizando el mercado ibérico es creciente.

Por eso, elEconomista.es ha organizado junto a TotalEnergies el encuentro Modelos de contratación referenciados a Mibgas, en el que han participado destacados expertos en esta materia como Raúl Yunta, presidente de Mibgas; José Ramón Mourenza, socio y of counsel de Energía de Herbert Smith Freehills; Carlos Solé, socio responsable de Energía y Recursos Naturales en KPMG España; y Javier Sáenz de Jubera, presidente de TotalEnergies Electricidad y Gas en España.

Más de un tercio del gas consumido en España en 2022 se negoció a través del Mibgas. En el caso de TotalEnergies, más de dos tercios del volumen vendido se referenció al mercado ibérico, lo que supuso un enorme ahorro para sus clientes. “Si estos clientes hubiesen cerrado el contrato de energía en el último trimestre con otros índices, este año habrían pagado 100 millones de euros más de lo que van a pagar con la indexación al Mibgas”, reveló Javier Sáenz de Jubera, presidente de TotalEnergies Electricidad y Gas en España.

Desde su nacimiento hasta ahora, “el progreso del mercado ibérico ha sido espectacular, pero en los dos últimos años el crecimiento es geométrico”, señaló Raúl Yunta, presidente de Mibgas, quien apuntó que el año pasado se negociaron 130 TWh, un 67% más que en 2021.

“Los volúmenes negociados en Mibgas utilizan unos parámetros muy competitivos en un entorno objetivo, transparente y no discriminatorio obligado por ley”, dijo Yunta, quien también resaltó el anonimato y la seguridad del índice. “Es una transacción informática, pero no hay una entrega financiera a diferencia de otros hubs”, apuntó. Se trata de una entrega física en la que es necesario disponer del gas para transaccionar.

Carlos Solé, socio responsable de Energía y Recursos Naturales en KPMG España, destacó también la evolución de producto del Mibgas y señaló el caso de la primera subasta bajo petición celebrada el pasado mes de diciembre. “Detrás de esto hay una idea muy buena: generar mercado dando iniciativa a los propios operadores para que participen”, aseguró Solé. Para el experto, crear esos productos de manera organizada, “con buenos índices y transparencia”, da confianza a los agentes y otorga a España una mejor posición en el mapa energético, en un contexto de volatilidad en los mercados.

El mercado ibérico no tuvo un nacimiento fácil, pues estuvo marcado por “la controversia inicial, los recursos e incluso la petición de medidas cautelares que paralizasen su puesta en marcha”, aseguró José Ramón Mourenza, socio y of counsel de Energía de Herbert Smith Freehills, quién tuvo parte activa en el nacimiento del índice.

Antes de los últimos años, marcados por la crisis y otras situaciones “anómalas” en los mercados energéticos, “el Mibgas no había tenido un comportamiento especialmente visible con respecto al TTF”, dijo Mourenza. “Sin embargo, ahora tienen una evidente similitud, que se ha traducido en varias cuestiones litigiosas y regulatorias”, añadió.

El gran consumidor de gas que tenía contratos de suministro referenciados a TTF, por ejemplo, se encontró el año pasado con la escalada de precios. “En el caso de los cogeneradores esto se sumó a la demora en la aprobación de su retribución regulada”, recordó el socio de Energía de Herbert Smith Freehills. Se produjo entonces la suspensión de gran parte de la actividad de cogeneración y el incumplimiento parcial de sus contratos de suministro, “porque compraban a TTF y vendían a Mibgas”. Tal y como explicó José Ramón Moureza, esto se tradujo en un importante trabajo de asesoramiento contencioso por parte de los despachos, además de un impacto en el plano regulatorio.

Pero los problemas y los cambios a los que se ha enfrentado el sector del gas en los últimos años van mucho más allá. Entre las consecuencias del alza de precios “hemos visto también una regulación mucho más profunda y mucho más intensa de la Comisión Europea de lo que hasta ahora nos había tenido acostumbrados”, destacó el presidente de Mibgas. Es el caso de la obligación de tener un determinado porcentaje de llenado de almacenes listo para los periodos críticos del año o el conocido tope al gas.

La Comisión Europea aprobó a mediados de diciembre un mecanismo para limitar al gas en 180 euros, cuyo primer test real se espera que se produzca el próximo mes de marzo cuando los almacenamientos tengan que volver a iniciar su fase de llenado. En opinión de Raúl Yunta, “lo mejor que puede pasar es que este mecanismo no interfiera en el mercado de gas”, pues “nadie puede prever su afección”, no solo en el mercado de corto plazo, sino también en las coberturas de futuros.

Para Carlos Solé, cuando se habla de intervenciones hay que separar la actuación sobre el mercado y el impacto sobre los consumidores. “Puede haber mucho esfuerzo para buscar una unidad de criterio que funcione en la parte mayorista, pero estamos modificando y dejando una libertad absoluta de actuación a la parte minorista”, advirtió el socio responsable de Energía en KPMG España.

El futuro del gas

Carlos Solé señaló la necesidad de dar señales a la inversión y al mantenimiento del gas como vector energético. El “desacople de la demanda y de producción” en los planes de energía para las próximas décadas “tienen que tener en cuenta el papel del gas a futuro”, reclamó el experto, quien advirtió de la debilidad de esa señal.

En este sentido, el directivo de TotalEnergies (segundo mayor productor de gas a nivel mundial) reveló que en 2021 el gas puso cerca del 90% de su cifra de negocio. Pese a encontrarse inmersa en un proceso de transición hacia energías renovables, las previsiones de la compañía “son que para 2050 el 25% de nuestro volumen de negocio seguirá siendo el gas”, aseguró Javier Sáenz de Jubera.

La seguridad de suministro ha vuelto a entrar en el foco del debate. “Aunque es muy difícil saber si habrá intermediación de disrupciones tecnológicas en el futuro, parece complicado un escenario en el que se pueda prescindir del gas en 2050, y creo que ese mensaje no se traslada con claridad”, afirmó el socio y of counsel de Energía de Herbert Smith Freehills. En esta línea, Raúl Yunta alertó del riesgo de que Europa se quede desfasada en relación al resto del mundo, pues “la mayor parte de los contratos de largo plazo vinculados al GNL de nueva capacidad se los está llevando Asia y, en particular, China”.

En cuanto a infraestructuras, España es el país de la UE con mayor capacidad regasificadora (un 33% del total) gracias a sus seis plantas de GNL, ubicadas en Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao y Sagunto además de la de El Musel, cuya entrada en funcionamiento está prevista para principios de este año.

Pese a los intentos del Gobierno español por aprovechar este potencial regasificador del país con el desarrollo de un nuevo gasoducto que conectase con Francia, resucitando el antiguo proyecto del MidCat, finalmente se desarrollará en el horizonte de 2030 un corredor submarino entre Barcelona y Marsella para el transporte de hidrógeno verde (H2Med). “La Península Ibérica está en una situación privilegiada, que los franceses y en general Europa no han querido ver”, aseguró el presidente de TotalEnergies Electricidad y Gas en España, quien defendió que sería mucho más lógico y fácil potenciar la conexión con gas.

Para el socio responsable de Energía y Recursos Naturales en KPMG España, el H2Med puede posicionar a España como líder en hidrógeno, pero hasta que esta tecnología esté en producción efectiva, Europa debe realizar una “planificación estratégica de las infraestructuras” y dar señales al mercado “para potenciar lo que hoy no tenemos”.

Gases renovables

El mercado ibérico de gas también puede jugar un papel clave en el desarrollo de gases renovables. “Nosotros estamos viendo cierto apetito inversor en las plantas de gestión de residuos y la producción e inyección a la red de biogás o biometano, etc.”, dijo Carlos Solé. Para el responsable de Energía en KPMG España, llevar esas transacciones económicas a un mercado organizado que saque referencias y productos para transar la compra-venta de gas renovable “es una oportunidad que incentiva el desarrollo de esos proyectos”. Algo que a José Ramón Mourenza, socio y of counsel de Energía de Herbert Smith Freehills, le pareció lógico, pues “la perspectiva legal es el tratamiento de los gases renovables como gas natural en la medida que técnicamente sean compatibles”.

“Estamos hablando mucho del hidrógeno como la solución del mañana, pero antes está el desarrollo de los biogases”, apuntó también Sáenz de Jubera, quien señaló el retraso de España en este sentido. Y es que, aunque el país cuenta con el tercer mayor potencial de biometano en Europa, mientras países de similares características como Francia estuvieron incorporando a la red dos nuevas plantas de biometano a la semana en 2022, en España solamente existen cinco instalaciones.

“Al final es el mercado organizado el que, a través de productos estándares, puede dar una señal de precios”, dijo el presidente de Mibgas. “Los subsidios están muy bien, pero al final tiene que llegarse a un estadio final donde el gas renovable tenga un precio competitivo y transparente”, apuntó Yunta.

En este sentido, José Ramón Moureza quiso puntualizar en este debate que no necesariamente el subsidio debe dirigirse al productor, sino también al consumidor. “Puede haber un desincentivo al consumo de gases renovables si este consumidor percibe un precio alto sin subsidio”.

Gas natural licuado

La Agencia de Reguladores europea (ACER) comenzó este mes a publicar el precio del nuevo índice que aspira a sustituir al mercado holandés TTF como referencia para el gas natural licuado y reducir así su elevado nivel especulativo. Sin embargo, en su estreno se topó con un insuficiente número de transacciones que impidió la casación de precios. “Se han hecho requerimientos muy sesudos a todos los participantes en el mercado del GNL del Atlántico y del Mediterráneo, pero construir un índice fiable de precios lleva tiempo”, afirmó el presidente de Mibgas.

Además, el gas licuado presenta una particularidad con respecto al gas natural: “Aunque los volúmenes negociados son más grandes, el número de transacciones es menor”, explicó Raúl Yunta. “Me consta que desde ACER están haciendo una labor de criba de la información de forma correcta, pero tampoco tienen demasiada información”, dijo el experto. “Al final es una empresa de formar un índice a partir de la declaración en bilateral”, dijo el socio responsable de Energía y Recursos Naturales en KPMG España, para quien el nuevo índice debe orientarse a buscar liquidez y transparencia en los mercados organizados y no tanto en el mundo bilateral.