El Iberian Gas Hub: las ventajas de ser los últimos

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Mucho se lleva hablando en los últimos tiempos sobre la implementación en la península ibérica de un hub de gas, y ese momento parece haber llegado con el inicio del funcionamiento del Iberian Gas Hub (IBGH), que ha intermediado hasta la fecha en transacciones de mercado por más de 6.000 GWh, y cuyo modelo se ha presentado en sociedad en diferentes foros tanto nacionales como europeos.

Los hubs o mercados mayoristas de gas natural llevan desarrollándose en la Unión Europea (UE) desde finales de los años 90. Surgieron para organizar y facilitar las transacciones de gas que se requieren para ajustar las entradas de gas en los gasoductos de transporte, normalmente planas y predecibles, a las salidas para consumo, normalmente perfiladas por horas e impredecibles. En su Posterior desarrollo, los hubs más avanzados o más  líquidos, además, se han consolidado como una fuente alternativa de aprovisionamiento de gas en el corto plazo, sustitutiva en parte de los contratos de largo plazo, generalmente más rígidos en obligaciones de cantidad y precios.

En la Península Ibérica se ha producido un desarrollo tardío en las infraestructuras básicas de la red gasista, las cuales han adquirido su madurez ya entrados los años 2000. Si a dicha circunstancia añadimos la escasa capacidad de interconexión con el norte de Europa, se comprende la dificultad en convertirse en una zona de tránsito intereuropeo de gas, tan reclamado en los últimos tiempos. Estas son en buena medida,  las circunstancias que han impedido la aparición en estos últimos años de un hub de gas en la Península Ibérica.

La formación de hubs zonales está resultando dominante en la política energética de la Unión Europea. El tercer paquete energético, que consta de dos Directivas sobre mercado interior de electricidad y gas natural, y tres Reglamentos sobre acceso a redes de transporte de electricidad y gas natural, tiene como objetivo fundamental  sentar las bases de un mercado europeo de la energía eficiente y competitivo, sin obstáculos a la entrada de competidores, que garantice la seguridad de suministro y proteja los intereses de los consumidores. En su aplicación se han desarrollado por la Unión Europea una serie de Códigos de red que refuerzan un espacio gasista europeo formado por hubs locales unidos mediante las interconexiones y convergiendo en precios, gracias al arbitraje entre ellos: el denominado Gas Target Model. Este modelo establece el marco estructural que facilitará un mercado único de gas europeo que funcione adecuadamente, con reglas del mercado que permitan la integración y avanzar en términos de competencia, de sostenibilidad y de seguridad del suministro.

El ser los últimos en llegar a este proceso de creación y desarrollo de los mercados mayoristas de gas tiene la ventaja de que se puede evitar la curva de aprendizaje y avanzar rápidamente recorriendo el camino ya transitado por el resto de Estados-miembro con menores costes y mayor eficiencia. Para ello nada mejor que fijarnos detenidamente en las experiencias que nos rodean.

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Juan Ignacio Unda.

A partir de la reforma del Código de Red británico de finales de los 90 y la aparición del National Balancing Point (NBP), los países europeos han encontrado una forma de tratar las diferencias locales de valor del gas para conseguir mercados integrados y líquidos. La base es la creación de un punto nocional o virtual, como punto de entrega en la ejecución de los contratos de gas. El punto virtual se define como un sumatorio o concentración de puntos físicos de una red de transporte entre los que no existen restricciones para mover o desplazar el gas o, si existen, se pueden solucionar fijando un peaje distinto por uso de la capacidad en los puntos físicos de entrada y salida integrados en el área de mercado o punto virtual.

Pero la virtualización para un conjunto de instalaciones de transporte de gas tiene sus costes y debe acompañarse de una cierta regulación: en primer lugar requiere, como ya se ha anticipado, que el desplazamiento de gas entre los puntos integrados en el área virtual carezca de restricciones e inviabilidades; esto es, de un área “entrada-salida” para peajes en argot comunitario y una solución de inviabilidades mediante compraventas de mercado. Además resulta imprescindible un balance diario que obligue a la igualación entre entradas y salidas para cada operador responsable de balance, de manera que nadie pueda entregar “en corto” o ceder un gas que no tiene, aunque espere reponerlo en los próximos días.

Mirando lo ocurrido en el resto de la Unión Europea, un punto virtual de entrega en una zona “entrada-salida” con obligación de balance diario ha sido la clave para que los operadores con un contrato de usuario de red puedan intercambiar el gas en condiciones similares para oferentes y demandantes, ya que las diferencias locales de valor se identifican en los costes de los puntos de entrada y salida o en los costes del desbalance, pero no en las transacciones en el área virtual de contratación. Todos los contratos quedan normalizados en cuanto a riesgos de entrega y valor del gas y pueden suscribirse o intercambiarse con gran facilidad en el punto virtual de negociación. Esto, y no otra cosa, es lo que ha soportado la liquidez en los hubs europeos desde que se creó el NBP británico a mediados de los 90 hasta la reciente conversión del hub físico de Zeebrügge en un hub virtual. Pero igual que sabemos que una moneda única no funciona sin una autoridad monetaria común y sin políticas fiscales sincronizadas, un punto virtual de negociación no aporta liquidez si no es parte de un modelo “entrada-salida” y si no se acompaña de penalizaciones por desbalances diarios.

Ojalá que en el desarrollo regulatorio en España se siga el camino hace tiempo emprendido por los países europeos más avanzados en la implantación de hubs, hay que tener en consideración que el mercado del gas no es el mercado eléctrico. En los mercados europeos, gran parte de las transacciones de balance, y sobre todo en los momentos iniciales con poca liquidez, se han adoptado en los mercados forward y en menor medida en el diario, y muy poco en el intradía. Estos mercados spot tienen un desarrollo ligeramente mas tardío en el desarrollo de los hubs.

Por todo ello, creo que el camino emprendido por el Iberian Gas hub con su modelo de desarrollo, fruto del aprendizaje de experiencias reales europeas, es el camino del éxito para la protección de los intereses de los consumidores y garantista en seguridad jurídica y estabilidad regulatoria para los agentes que participan en el mercado del gas.

 

Juan Ignacio Unda es exconsejero de la Comisión Nacional de la Energía y miembro del Consejo Editorial de El Periódico de la Energía

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