A fondo: Análisis 2018 | In depth: 2018 Analysis FuturEnergy | Diciembre 2018-Enero 2019 December 2018-January 2019 www.futurenergyweb.es 41 mento significativo de las importaciones. Y por último, la oferta mundial de gas no ha crecido al ritmo esperado, en particular las exportaciones de las plantas de licuefacción de EE.UU. van con retraso. La consecuencia es que la reducción de las diferencias de precios entre los tres grandes mercados regionales mundiales se ha demorado, contribuyendo a tensar los precios. A finales de noviembre los precios eran 12 €/MWh en EE.UU., 25 €/MWh en Europa y 29 €/MWh en Extremo Oriente. ¿Cómo pueden existir tales diferencias? La razón reside en que EE.UU. tiene un creciente exceso de producción de gas desde hace unos años y Europa y Asia un déficit creciente a cubrir con importaciones. Para poner el gas americano en los mercados europeos y asiáticos se debe licuar y luego transportar en metaneros con un extra coste de entre 8 y 14 €/MWh. De lo anterior se concluye que los mercados internacionales de gas han sido históricamente volátiles, y lo más probable es que continúen siéndolo. A los períodos de calma suceden los de alzas continuadas, en ocasiones más dilatados en el tiempo. Los remedios para atenuar esos picos -eliminarlos no parece viable- se encuentran en tres razones: la primera, un abastecimiento diversificado por gasoducto y GNL transportado en metaneros; la segunda, la tendencia al incremento más acelerado del GNL, que facilita el desarrollo de mercados donde los precios no los marcan factores exógenos sino la oferta y demanda real de gas. Y la tercera, la existencia de un mercado de futuros, que contribuye a amortiguar las variaciones de precios y permite una mejor planificación de las compras. Cómo lograr un precio competitivo España no puede modificar las condiciones del entorno exterior, pero sí aspirar a que los precios que pagan los industriales por el gas sean análogos a los de sus competidores europeos. En los últimos años ha habido avances gracias a la creación de un mercado organizado, MibGas, similar a los hubs de Reino Unido, Holanda o Francia, y se han reducido las diferencias de precios con el exterior. Para alcanzar los precios competitivos que necesita la industria necesitamos que las conexiones con los gasoductos europeos sean suficientes y eliminen cuellos de botella, que nuestros peajes no sean mayores que los de nuestros vecinos, que se eliminen las barreras a la entrada de cargas de metaneros, que el mercado organizado tenga liquidez suficiente y que sea viable la figura del “Consumidor Directo en Mercado” para que los industriales hagan sus compras y ventas en MibGas. Y, por supuesto, que reduzcan las cargas fiscales sin que aparezcan otras nuevas. En cuanto a las conexiones internacionales, este año se han producido dos noticias de signo contrario: primero el retraso en la construcción de la conexión con Francia -gasoducto STEP antes MidCat-, y recientement la finalización de las obras del gasoducto del Valle del Saona por GRTgaz y la del transversal de los Pirineos por Teréga, reforzados con seis estaciones de compresión. Esta infraestructura ha permitido crear un hub único en Francia -PEG (Point Exchange Gas)-, que hace que los precios en Dunkerke sean los mismos que en la entrada a España, sin contar los peajes. Esperemos que ello contribuya a reducir el diferencial de precios entre MibGas y los mercados organizados europeos. reduced. Moreover, Europe is witnessing an accelerated decline in its own production, which represents a significant increase in imports. And lastly, the global offer of gas has failed to grow at the expected pace, in particular, exports from US liquefaction plants are being delayed. The result is that the reduction in the price differences between the three major regional global markets has been slow in coming, helping to put a strain on prices. At the end of November, prices were 12 €/MWh in the US, 25 €/ MWh in Europe and 29 €/MWh in the Far East. How can such price differentials exist? The reason lies in that the US has had a growing excess in the production of gas for some years now and Europe and Asia a growing deficit to be covered by imports. To bring US gas into the European and Asian markets, it has to be liquefied and then transported in methane tankers at an additional cost of 8 to 14 €/MWh. From the above it can be concluded that the international gas markets have historically been volatile, and it is likely this will continue to be the case. Periods of calm are interspersed by those of continued price hikes, occasionally prolonged over time. The remedies to mitigating such peaks – as their elimination does not seem to be viable - are three: firstly, a diversified supply via pipeline and LNG transported by methane tankers; secondly, the trend towards a more accelerated increase of LNG, which helps develop markets where the prices are not determined by exogenous factors but by the actual offer and demand for gas. And thirdly, the existence of a futures market that helps absorb the variations in price and allows for better purchasing planning. How to achieve a competitive price Spain cannot change external environment conditions however she can hope that the prices that industrials pay for gas are in line with those of her European competitors. There have been advances in recent years thanks to the creation of the MibGas regulated market, similar to the hubs in the UK, the Netherlands and France, which has reduced the differences between domestic and external prices. To achieve the competitive prices industry needs, we require adequate European gas pipeline connections, eliminating bottlenecks, where Spain’s tolls are no more than those of her neighbours; that the barriers to the entry of methane tankers are removed; that the regulated market has sufficient liquidity; and that the figure of the “Direct Market Consumer” is viable so that industries buy and sell on the MibGas. And, of course, that fiscal charges are reduced without being replaced by new taxes. As regards the international connections, this year has produced two opposing items of news: firstly the delay in the construction of the connection with France, - the STEP gas pipeline, formerly MidCat -, and more recently, the conclusion of the works on the Valle del Saona gas pipeline by GRTGaz and the Pyrenees transversal pipeline by Teréga, reinforced with six compression stations. This infrastructure has resulted in the creation of a single hub in France - PEG (Point Exchange Gas) -, which makes prices in Dunkirk the same as those on entry into Spain, excluding tolls.We hope that this will help reduce the difference in prices between MibGas and Europe’s regulated markets.
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