El mercado del gas y sus oportunidades

Pero no sólo la demanda es menor hoy, si no que la producción ha seguido creciendo a lo largo de 2010. Y éste es un sector donde es difícil adecuarse rápidamente a las condiciones de demanda –fundamentalmente por la larga duración de los proyectos (lead time)- con lo que nos encontramos ante una diferencia importante entre la capacidad de producción y la demanda de gas. Esta diferencia ha aumentado aun más, debido a los últimos desarrollos en la tecnología de extracción de gas no convencional, con avances en el conocimiento de la geología del terreno y la perforación horizontal. Como consecuencia, en EE.UU. se han duplicado las reservas de gas natural desde 2005 y se estima que se pueda llegar a una producción de gas no convencional de 200 bcm (miles de millones de metros cúbicos) al año.

Como en todos los mercados donde se produce una expansión de la capacidad de producción ante una reducción de la demanda, los precios se deprimen. Y esto no podía ser de otra manera en el mercado del gas, si bien este sector presenta ciertos matices especiales que examinaremos más adelante. Se prevé que en EE.UU. el precio del gas se mantenga en unos niveles de 6 a 7 $/mmBTU durante toda esta década. Ante este nivel de precios, el gas Natural Licuado (GNL) desplazaría su destino final de EE.UU a Asia y Europa. Es el GNL, con su arbitraje de precios entre regiones, el que contribuye a mantener unos precios relativamente homogéneos geográficamente en el mercado spot (al contado) mundial.

¿Cómo evolucionará la demanda de gas? Si buscamos la respuesta en la historia, hay dos acontecimientos que nos hacen creer que la pérdida de demanda es estructural y no volverá inmediatamente a los valores del 2008, más bien seguirá un crecimiento con niveles pre-recesión del 1-2% anual. Esos acontecimientos son, por un lado la crisis asiática de finales de los ‘90, donde la demanda se mantuvo constante hasta que la recuperación económica impulsó un crecimiento de la demanda de gas a niveles similares a antes de la crisis, sin recuperar de manera inmediata el volumen perdido. Y por otro, el conflicto árabe-israelí de 1973, que causó una fuerte reducción de la demanda en EE.UU al elevarse los precios, lo que contribuyo a la deslocalización de la industria. Se requirieron más de 20 años para volver a los niveles de demanda de inicios de los 70.

Aunque cualquier predicción de este género conlleva un riesgo, hay dos factores que pueden modificar de manera notable la evolución de la demanda: la flexibilización de los contratos y la mayor utilización de gas en la producción eléctrica.

Actualmente los contratos de gas a largo plazo, o indexados al precio del petróleo, se encuentran en clara desventaja con respecto al “mercado spot” desde el punto de vista del comprador. El precio del barril de petróleo se ha recuperado hasta unos niveles de 70-90 $, mientras que el precio del gas en el “mercado spot” se mantiene bajo. Esto supone un incentivo para el comprador a presionar para que el contrato refleje de manera más directa la situación actual de la oferta y demanda en el mercado del gas. En la medida en la que se flexibilicen los contratos, se incentivará el consumo de gas.

A un precio de 6 $/mmBTU y con la tonelada de CO2 en torno a los 15 €, el gas tiene un coste marginal similar, o ligeramente inferior, al del carbón en la producción de electricidad. Este escenario puede impulsar la mayor utilización de las centrales de ciclo combinado. Si el precio del carbón no se ve afectado de manera notable, estamos ante un escenario que a nivel mundial tenderá a perdurar, ya que las restricciones sobre el CO2 son cada vez más exigentes (a pesar de no existir un acuerdo en firme a partir de 2012).

En el caso de España en cambio, la regulación actual convierte este escenario en altamente improbable a corto-medio plazo. El impulso regulatorio al carbón nacional hasta el año 2014 para la producción de electricidad, desplazará el consumo del gas, que tras la opinión de Bruselas sobre la normativa del Gobierno, ha perdido el pago del lucro cesante que inicialmente le era reconocido. Además, el gran crecimiento de la producción en régimen especial, esencialmente de las tecnologías renovables, contribuye a desplazar la producción en régimen ordinario, en especial aquellas tecnologías que suelen marcar el precio del mercado como la de ciclos combinados.

Este panorama abre nuevos retos para las empresas del sector: los productores de gas deberán aumentar su creatividad en la flexibilización de contratos para mantener una alta utilización de su capacidad de producción y no disminuir márgenes; los importadores y mayoristas deberán reevaluar sus carteras de proveedores y su mix de contratos a largo plazo y spot; los proveedores de infraestructuras (gaseoductos, re-gasificadoras, etc…), por su parte, tendrán que reevaluar sus proyectos actuales y futuros; y las eléctricas deberán decidir sobre su mix de producción futuro y por qué tecnología apuestan.

Pablo Royo es Senior Associate de la consultora Booz & Company

Es experto en el sector eléctrico y gasista, especializado en el desarrollo de estrategia, fijación de precios y optimización de la capacidad productiva. En la actualidad desarrolla proyectos de estrategia de mercado en el sector del gas en España.