El gas natural se ha convertido en los últimos 20 años en España, al igual que ha sucedido en otros países occidentales, en una de las principales fuentes energéticas nacionales. En buena medida se ha incrementado su uso, como bien sabemos para la generación de electricidad (pasando de 80 TWh de media entre 2017 y 2021 a los 113 TWh del último año móvil a fecha de junio 2022), al ser el respaldo por excelencia ante la intermitencia propia de las tecnologías renovables (solar y eólica) que se han multiplicado en nuestro mix de generación patrio.

Pero también por otro lado se ha consolidado su uso en el sector doméstico e industrial, donde entre 2010 y 2021 se han consumido anualmente de media 260 TWh (a la par que el consumo energético de electricidad medio anual en el mismo período). De este total en torno al 80% es para usos industriales (como fabricación de cerámica, ladrillo, papel, cemento, metalurgia, fertilizantes o procesos químicos, por citar algunos casos relevantes) mientras que el otro 20% se destina a usos domésticos (calefacción, agua caliente sanitaria y cocina principalmente). Hay otra buena parte (unos 11 TWh de media anual entre 2010 y 2021) que llegan a negocios y empresas a través de gas natural licuado y no por red de distribución.

Tras la crisis energética de los años 70 del pasado siglo XX se comenzó a incentivar por los sucesivos gobiernos españoles la construcción de la red nacional de abastecimiento, transporte y distribución de gas en el territorio peninsular. En los años 80 y 90 se construyeron las plantas de regasificación portuarias, y el gasoducto de Argelia (Magreb).

Un desarrollo que continuó en la primera década del s. XXI con el nuevo gasoducto Medgaz, y continúo en la primera década de los años dos mil el desarrollo de la red de transporte y distribución que conduce el gas hasta los hogares y las empresas a lo largo de la península principalmente.

Pero además de una infraestructura adecuada es crucial que  el suministro final a los clientes se produzca a precios óptimos de mercado, y ello solo se consigue con el desarrollo de un sistema de mercado que permita dicha asignación eficiente de precios y costes, y eso es lo que vamos a desarrollar en el presente ensayo.

Partiremos de asumir la premisa de que las diferentes fases de desarrollo que pueden darse en un mercado gasista nacional son las siguientes:

La fase embrionaria del desarrollo del mercado español es al igual que en la mayor parte de países occidentales la de un mercado totalmente regulado. Hasta prácticamente el año 1998 y el inicio de la liberalización del sector gasista en España, al calor de las directivas de la Unión Europea en dicho sentido, el sector de hidrocarburos se consideraba estratégico y estaba fuertemente intervenido en todas sus aristas por el Estado.

Solo dos grandes compañías bregaban con el gas en España hasta aquel momento. Una era CAMPSA (Compañía Arrendataria del Monopolio de Petróleo S.A.) fundada en 1927 y que ostentaba un monopolio nacional en cuanto al petróleo y sus derivados, actuando desde 1987 con el nombre de Repsol (Grupo Repsol, aunaba los negocios de Repsol, Campsa y Petronor). La otra era Catalana de Gas, fundada en 1843 como Sociedad Catalana para el Alumbrado por Gas y centrada más tarde en negocios de “gas ciudad” en toda España, tomando la denominación de Gas Natural S.A. en 1991 tras su fusión con Gas Madrid. 

Debemos destacar que Catalana de Gas había establecido una “joint venture” con la petrolera estadounidense Exxon en 1969 para firmar contratos de suministro a largo plazo con Argelia y Libia, siendo pionera por tanto en España en traer gas a gran escala y ostentando por ende una posición estratégica en los años 80 en el desarrollo del mercado español. Mientras que Repsol mantenía el monopolio en la comercialización del “gas butano” a hogares y comercios, mediane la famosa bombona de butano desde el año 1958.

El caso es que las tarifas de gas (ya fuese gas natural, gas butano o gas ciudad, o cualquier otro hisdrocarburo) su precio y condiciones de comercialización, se hallaban sujetas a regulación e inspección gubernamental, y los acuerdos internacionales de compra a largo plazo entre Repsol y Gas Natural, y sus respectivos vendedores internacionales, eran opacos, no existiendo un mercado interior líquido ni otros agentes de mercado.

Este era el marco a la llegada de la liberalización del mercado a España en 1998 con la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, que establecía un marco para la introducir competencia en el sector gasista, y que se materializaría en buena medida unos años más tarde, con el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural.

En este nuevo marco de liberalización se creó un sistema de tarifas de acceso para el gas natural, con muchas similitudes al sistema de tarifas de electricidad, y los diferentes nuevos competidores puede ofrecer contratos de suministro a medio y largo plazo a clientes finales.

Tras el inicio de la liberalización del mercado de gas en España, según lo expuesto más arriba, entraron en el negocio de la comercialización de gas a clientes finales nuevos competidores en nuestro país. Principalmente las compañías eléctricas, que ya estaban también abordando la liberalización del mercado eléctrico, empezaron a convertirse en comercializadores de gas para los clientes. Esto sucedió por ejemplo a partir de 2003 con Endesa, Iberdrola, Hidroeléctrica del Cantábrico, o competidores extranjeros como la inglesa Céntrica que entraron en el mercado español.

Y entre los comercializadores como agentes de mercado, más los grandes importadores de Gas (especialmente Gas Natural como ya vimos) se estableció un mercado “over the counter”, OTC. Es decir, un mercado bilateral y no organizado formalmente, en el que los agentes directamente entre ellos o a través de brokers realizaban contratos de compraventa de materia prima, con diferentes estrategias para la posterior comercialización a clientes finales, y sin que trascendiesen las condiciones de precio o volumen de forma transparente al resto de competidores.

Este mercado OTC sigue existiendo parcialmente entre los agentes mayoristas, si bien desde diciembre de 2015 existe un mercado spot oficial como ahora veremos más adelante (MIBGAS).

Casi desde el principio de este proceso de liberalización se encomendó a ENAGAS (Empresa Nacional de Gas) la función de Gestor Técnico del Sistema gasista (GTS). Esta encomienda se produjo mediante el Real Decreto 6/2000 de 23 de junio de aquel año. Esta compañía venía ostentando desde su creación en el año 1972 por parte del Estado el monopolio en la construcción, desarrollo y explotación de la red de transporte de gas natural a lo largo de España, así como de la infraestructura gasista (gasoductos, almacenamientos subterráneos y plantas portuarias de regasificación).

En su papel de GTS desarrolló el mercado de balance desde el año 2002. Los agentes mayoristas que como hemos comentado operaban en el mercado OTC debían notificar los volúmenes transaccionados, es decir, declararlos a efectos de balance en la plataforma electrónica del GTS (plataforma MS-ATR).

En este sistema electrónico de balance el operador del sistema realiza, a partir de la información de volumen (GWh) introducida por los agentes, acciones de compra de capacidad (agentes que deben aprovisionarse porque tienen en el momento de la operación más demanda de la prevista) o acciones de venta de capacidad (agentes que deben vender porque se habían aprovisionado en mayor medida de la demanda que tienen que atender en el momento de la operación) fijando un precio de equilibrio para dichas compraventas.

De esta forma se logra en el sistema gasista un balance neto en la operación diaria del gas entre oferta y demanda global a nivel nacional.

En los países donde el GTS nacional o regional no opera un balance de este tipo suelen existir operaciones de balance directamente entre los agentes, bien en mercados oficiales spot o bien en mercados OTC de forma bilateral.

Como ya hemos anticipado, en diciembre de 2015 nació en España el mercado spot oficial de gas, denominado MIBGAS (Mercado Ibérico de Gas) y operado por OMIP (el operador ibérico del mercado eléctrico en España y Portugal).

Este mercado oficial supera la fase previa de OTC, dando lugar a un mercado organizado en el cual se negocian productos estandarizados con entrega en PVB (punto virtual de balance).

 Los productos negociados son (duración del suministro de gas teórico para el contrato estándar): diario, intradiario, fin de semana, resto mes, mes siguiente, trimestre siguiente, semestre y año siguientes.

El mercado oficial tiene como objetivo aportar liquidez y transparencia en la formación de precios del sistema gasista. Para ello cuenta con “market makers”, que son grandes agentes que asumen la obligación de garantizar la liquidez en todo momento, y para tal fin están obligados a ofrecer un precio de venta al que están dispuestos a vender los activos y un precio de compra al que están dispuestos a comprarlos. De esta manera y en teoría el resto de los agentes de mercado siempre pueden encontrar contrapartida para las operaciones. Se supone que la gran capacidad con la que operan los grandes agentes les permite realizar esta labor.

Igualmente el mercado oficial provee servicios de “clearing” imprescindibles para el correcto funcionamiento de un mercado formal. Estos servicios comprenden el conjunto de actividades realizadas entre la transacción entre las partes (compra o venta de un contrato estandarizado del mercado) y el acuerdo final. Supone por tanto la gestión posterior al trading así como de preacuerdos y exposición crediticia, garantizando que las operaciones se ejecutarán de acuerdo a las reglas del mercado, incluso en el caso que una de las partes se declare insolvente antes del momento final de ejecución.

Básicamente el “clearing” requiere de una “cámara de compensación”, o “entidad central de contrapartida” (CCP por sus siglas en inglés, de central counterparty). Esta cámara central es realmente quién actúa como contraparte de compradores y vendedores; y va gestionando los depósitos de garantías de los agentes, con lo cual elimina el riesgo de contraparte y permite la financiación de dichos agentes sin recurrir a fuentes externas. Así por tanto, mientras que en los mercados OTC cada agente debe asumir el riesgo de su contraparte (contrato bilateral), este riesgo desaparece en el mercado organizado.

El último hito en el desarrollo del mercado español de gas se cumple con OMIP GAS en el año 2017, con un mercado oficial de contratos estandarizados “a futuro” con entrega en el punto virtual de balance (PVB). Se inició el mercado oficial de futuros sobre el gas con productos hasta 2 años, manteniéndose la misma curva de plazo a día de hoy.

Implica superar el estadio previo de los mercados OTC (como ya había sucedido en el mercado spot con MIBGAS) en los que ya se realizaban contratos “a futuro” o “forward” pero de manera bilateral (con o sin bróker) entre los agentes de manera independiente, poniendo a disposición de éstos una plataforma formal de balance con su propio clearing y su cámara de compensación, facilitando la contratación, la liquidez y la transparencia en la formación de precios del mercado.

Así todo ello, la existencia de un mercado maduro gasista en España, con un mercado plenamente desarrollado tanto spot como forward, con un sistema oficial de balance y con diversidad de comercializadores y agentes mayoristas, nos permitiría hablar de un “hub” virtual de gas en España.

Igualmente la infraestructura física gasista en España, que cuenta con siete plantas de regasificación (Barcelona, Cartagena, Huelva, Gijón, Bilbao, Mugardos y Sagunto), tres grandes almacenamientos subterráneos (Serrablo, en Huesca; Gaviota, enVizcaya; y Yela en Guadalajara), dos grandes gasoductos internacionales (Medgaz y Magreb) y suponiendo casi un 30% de la capacidad total de regasificación de la Unión Europea, nos permitiría hablar igualmente de un gran “hub” físico de gas español. Sin embargo faltan conexiones suficientes de gasoducto con el resto de Europa para consolidarnos como tal, pues solo contamos con dos interconexiones con Europa, siendo ambas de baja capacidad (Irún en Guipúzcoa; y  Larrau, en Navarra).

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