El mercado del gas tiene la particularidad de que no existe como tal. Si hablamos de un “mercado del gas”, es para referirnos a la compraventa de recursos gasísticos en un sentido amplio. El precio del gas es fruto de una compleja ecuación, que comprende una parte de indexación al precio del barril de petróleo, una parte fija, una determinada por los términos de un contrato más o menos largo y, a veces, incluso una parte de precio “libre”.

Tradicionalmente, los contratos comerciales gasísticos están sometidos a restricciones e imperativos muy estrictos. A partir de los años noventa, las voluntades económicas y políticas hicieron surgir “bolsas de gas” o hubs regionales. Los responsables políticos no son los únicos que debaten sobre la posibilidad de favorecer la creación de un mercado gasístico libre, en el que el precio se basaría en los fundamentos del propio mercado del gas (no del petróleo).

Las empresas petroleras (BP o Exxon Mobil) se muestran partidarias de la creación de un mercado del gas, mientras que los bastiones de la explotación gasística como Gazprom (Rusia) o Sonatrach (Argelia), se aferran con fuerza al sistema de compraventa tradicional. Mientras los mercados al contado se convierten en nuevos pilares del suministro gasístico, el mapa regional de los intercambios energéticos se transforma: la población asiática, en constante aumento, necesita que se le garantice una accesibilidad cada vez mayor a los recursos energéticos, petroleros y gasísticos. En un contexto de lucha contra la contaminación, el gas sigue siendo el recurso menos contaminante y se convierte en un componente importante de la producción de electricidad. Todos estos elementos constituyen un “nuevo escenario del mercado del gas”. En esta fase de transición, la decana Rusia se acartona mientras que Catar, un recién llegado, parece ser el competidor que llega de la mano de un mercado libre.

De los contratos de larga duración ‘take or pay’ a los mercados al contado

Los contratos de larga duración (LTC) son el modelo comercial preferido en la compraventa de gas. Por una simple razón: permiten repartir los riesgos económicos a lo largo del tiempo. Un intercambio de larga duración con una cláusula take or pay garantiza al productor que podrá vender una cantidad mínima de gas fijada de antemano y financiar las inversiones a largo plazo para extraer y transportarlo. Es comprensible: la naturaleza inestable de este recurso hace que el mercado del gas sea muy vulnerable.

El transporte requiere gasoductos muy costosos, lo que conlleva enormes inversiones en la construcción, mantenimiento y seguridad de las redes de distribución transcontinentales. Los riesgos económicos son importantes y esto ha propiciado, desde el comienzo de los intercambios, contratos que comportan obligaciones a largo plazo. Según las reglas del mercado libre, la existencia de una conectividad eficaz de los gasoductos contribuye a reducir el precio a medida que las inversiones en infraestructura se amortizan. Sin embargo, a pesar de un desarrollo relativamente grande de las redes, no hay una tendencia a la baja. Por ello, los contratos de larga duración mantienen el precio del gas artificialmente alto y no lo hacen flexible a la demanda.

En los años noventa, surgió la voluntad política de convertir los mercados al contado en pilares del suministro gasístico y, así, eliminar los contratos de abastecimiento de larga duración con cláusulas take or pay. Este es un paso importante hacia la liberalización del mercado del gas. Pero antes que una apuesta política, la compraventa de gas es una apuesta comercial que sigue las reglas del derecho privado; y algunas de las partes que intervienen en los intercambios están plenamente en disposición de echar un pulso.

El compromiso de las cláusulas flexibles

A pesar del satisfactorio grado de desarrollo del sector gasístico, los contratos de larga duración son una garantía sin la que los grandes proyectos de suministro no verían jamás la luz. Garantizan los ingresos futuros, así como la explotación de nuevos yacimientos y la construcción de nuevos gasoductos. Una sustitución de los LCT por mercados al contado volvería, a la larga, a poner en tela de juicio la seguridad del abastecimiento de gas y la perennidad de los intercambios.

Para calmar las protestas y atender hasta cierto punto las peticiones de un intercambio más justo para los compradores, Rusia ha accedido a hacer algunas concesiones, como renunciar a las cláusulas de destino; los compradores pueden, desde ahora, revender a su antojo el gas no consumido en los hubs regionales, y es posible encontrar acuerdos contractuales de duración más corta, o renegociarlos más frecuentemente.

La indexación sobre el petróleo

Este es, sin duda, el componente del precio del gas que, hoy en día, plantea los mayores interrogantes. En los comienzos de la compraventa de gas, en los años sesenta y setenta, los contratos eran de larga duración (20 a 30 años), ya que la utilización del gas era algo nuevo y todas las infraestructuras necesarias estaban sin construir. Las partes que intervenían en la compraventa de este recurso habían optado por regular una parte de su precio en función del que tuviera el petróleo, un recurso de referencia relativamente estable en aquella época.

Esta decisión era una apuesta por la seguridad, que debía ayudar al gas a afianzarse en el mercado energético mundial. La decisión era todavía más pertinente si tenemos en cuenta que los exportadores de gas eran también exportadores de petróleo. Actualmente, la indexación del 12% al 19% no se corresponde con ninguna realidad del mercado. La compraventa de gas se ha desarrollado en el contexto de la compraventa mundial de energía procedente del petróleo y el carbón y se ha vinculado a esta. En consecuencia, el precio del gas ha seguido a menudo al precio del petróleo en sus subidas pero, en cambio, no en sus bajadas.

La falta de transparencia y la condición monopolística de los vendedores de energía proporcionan argumentos a los detractores de este sistema opaco. En un contexto de aumento de la demanda energética mundial, y de diversificación de la naturaleza y de los proveedores de dicha energía, el modo en que se fija el precio del gas supone un gran desafío para el futuro del sector. Aunque la indexación del precio se considere importante para ayudar al desarrollo del sector gasístico, se ha quedado anticuada porque las realidades históricas ya no lo son. Además, es un obstáculo que afecta directamente al libre mercado del gas, ya que este vínculo regulador encarece los dos recursos implicados.

Los ‘hubs’ gasísticos

Estos hubs o “bolsas” del gas existen, pero no funcionan del todo. Son una alternativa a los contratos de larga duración. Los pequeños consumidores aprecian estos hubs por los precios bajos que se aplican y la gran flexibilidad que se ofrece tanto a vendedores como a compradores. La comercialización del gas natural licuado (GNL) y la repentina reevaluación de las reservas de gas, combinadas con el aumento de la conectividad de los gasoductos, constituyen un elemento esencial del “nuevo escenario del gas”.

El GNL, que se transporta con más facilidad, hace que se reduzca la dependencia de las redes de gasoductos existentes, y también afecta especialmente al vínculo artificial entre el precio del gas y el del petróleo. La encarnación de esta nueva competencia es Catar, primer exportador mundial de GNL y poseedor de la tercera mayor reserva probada (Oil & Gas Journal), que se sirve de su posición y apoya la liberalización del mercado del gas. V

ender los recursos gasísticos en los hubs regionales permite ofrecer precios más bajos que la competencia y contratos menos restrictivo (de unos tres años) y, de este modo, introducirse en el mercado asiático. Pero no nos equivoquemos, si Catar se deja llevar por la ola de los precios y los mercados al contado, es por su interés en firmar contratos de larga duración y adoptar una posición más “intermedia”, para ser menos vulnerable a las fluctuaciones del mercado.

Precios híbridos: un equilibrio delicado

La fórmula de los precios híbridos encarna el dilema del mercado del gas. Rusia, aun estando muy aferrada a su esquema tradicional, cedió en 2009 un 15% del valor al contado de la composición del precio de su gas durante un periodo de tres años. Por tanto, ha tomado una “decisión salomónica” y ha complicado su fórmula, pero sigue pensando que este fenómeno de los precios libres es pasajero, que no hay ninguna alternativa aceptable a la indexación al petróleo (www.oxfordenergy.org) y que, de aquí a 2020, se habrá recuperado el equilibrio entre la oferta y la demanda.

La utilización de precios híbridos va acompañada de contratos de corta y media duración y de otras cláusulas de protección del comprador. Todos los proveedores de gas asiáticos comparten esta tendencia hacia los precios híbridos, incluido Catar, que propone una dependencia más baja que la de sus competidores (13,5% frente al 15% general), combinada con una parte más importante de precio al contado.

Los contratos de larga duración están en situación de perdurar, para perennizar las redes de transporte existentes, mejorar la conectividad de los gasoductos o incluso crear nuevas redes. El contrato chino-ruso de 400.000 millones de dólares firmado en mayo de 2014 ilustra esta necesidad pragmática de comprometerse a largo plazo (30 años). El surgimiento de un mercado real del gas y de un precio propio basado en los fundamentos de este mercado, es un fenómeno que solo puede ser progresivo. Los avances en este sentido son reales, como también lo es la necesidad.