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Gestión del riesgo de precio en el aprovisionamiento de gas natural. Herramientas
disponibles
Introducción: el riesgo precio del gas
Es una verdad admitida que el mercado consigue la mayor eficiencia, que mediante el
libre juego de la oferta y la demanda se consigue la óptima asignación de los recursos,
minimizando costes y asegurando así precios competitivos. Sobre esta premisa se ha
impulsado la liberalización de los mercados energéticos en todo el ámbito de la OCDE.
En la Unión Europea, siguiendo el ejemplo del Reino Unido, que por una vez va por
delante en los objetivos que interesan a la Unión, podemos decir que estamos a mitad de
un camino que se inició en 1997.
Sin embargo, la eficacia del mercado en la asignación de recursos depende de la
flexibilidad que dichos recursos tengan para adaptarse al mercado, lo que en teoría
económica se llama “elasticidad de la oferta y la demanda”.
Mientras el gas y el petróleo se pueden almacenar, la electricidad se debe producir para
su consumo inmediato. Además, la demanda de electricidad y la producción
hidroeléctrica dependen en gran medida de las condiciones climáticas, sobre las que no
se tiene control. Debido a esta inelasticidad de la oferta y de la demanda, las fuerzas de
mercado no pueden fijar y mantener el precio de forma estable, y la electricidad es el
bien con el precio más volátil.
Durante los primeros años noventa, los precios del gas mostraron escasa sensibilidad a
las condiciones del mercado y a las variaciones estacionales. Con la progresiva
liberalización de los mercados y la globalización, los precios del gas natural se han ido
sensibilizando a las fuerzas de la oferta y la demanda, y el factor determinante del
precio es cada vez más la percepción de los operadores del mercado sobre la velocidad a
que el sistema puede suministrar gas adicional para atender a los picos de demanda. Los
precios muestran cada vez mayor volatilidad, hasta el punto de que en la temporada
200-2001 duplicaron el precio medio del año anterior.
Cuando se produce electricidad a partir de gas, es necesario asegurarse de que la
disparidad entre el coste del gas y el precio a que se venderá la electricidad no será
excesiva. El mercado puede jugar malas pasadas, si bruscamente se generaliza una
percepción de escasez de oferta para cubrir una demanda coyuntural. Se han dado casos
en EEUU en que el precio del gas pasó de $4 a $50 es sólo dos días, mientras el precio
de la electricidad permanecía estable. Y viceversa, el Kwh pasó en alguna ocasión de 3
céntimos a 7 dólares en menos de una semana, mientras el precio del gas permanecía
relativamente estable.
Posibles soluciones: integración vertical, contratos a largo y herramientas flexibles
En ausencia de un mercado liberalizado y con disponibilidad inmediata, la solución más
evidente para controlar el coste de la materia prima es la integración vertical, es decir,
ser propietario también de las instalaciones suministradoras de gas. Esta es la estrategia
que han adoptado las grandes eléctricas, que han apostado por compras masivas de gas
natural en contratos bilaterales a largo plazo e inversiones en plantas de almacenaje,
transporte y regasificación,
gasoducto con Orán.
y por la petrolera CEPSA, que tiene un proyecto de
Sin embargo, la integración vertical está mal vista por la Comisión Europea, por ir en
contra de los criterios de desagregación (“unbundling”) impuestos por la normativa
europea de la competencia. La Unión Europea desea que se incremente el número de
operadores en las distintas actividades, que se mejoren las interconexiones entre las
redes nacionales y que se creen mercados “spot” en todos los nudos de las grandes
redes internacionales, para que mediante el principio del libre acceso de terceros a las
redes, cualquiera pudiera adquirir gas de cualquier origen a un precio transparente.
Para las empresas generadoras que no están integradas verticalmente, la tentación es
vencer la volatilidad mediante compromisos fijos a largo plazo, que ocultan las
variaciones en el corto plazo. De hecho, la mayoría del gas natural se adquiere bajo
contratos de compra en firme de una cantidad fija con una duración de entre 15 y 25
años.
Sin embargo, este es un sistema caro y poco eficiente, y esconde unos altos costes que
se acaban trasladando al consumidor final de la energía. Además, por mucho que se
prevean mecanismos de indexación, es inevitable que durante el largo plazo de los
contratos fijos, el precio pagado por el gas diverja del precio de mercado, y ello provoca
desencuentros y litigios. Si el precio de contrato es superior al de mercado, el
comprador buscará medios de reducir sus compromisos. Si por el contrario el precio de
mercado es inferior, será el vendedor el que intente reducir el suministro a este bajo
precio. A la larga, habrá conflictos, lo cual aumenta aún más el coste.
Lo eficiente es usar herramientas que permitan una respuesta flexible a los
condicionantes que determinan variaciones en el precio, fijando un precio lo más
parecido posible al de mercado, pero cubriéndose contra la excesiva volatilidad. Las
herramientas de cobertura tienen un coste, pero este es mucho menor que el derivado de
las compras a largo en firme. Además, el consumidor estará dispuesto a pagarlo para
evitar subidas intempestivas debidas a las fluctuaciones del mercado. El mecanismo es
similar al de una póliza de seguros: se paga un poco más para evitar subidas
inesperadas.
Componentes y mecanismos de fijación del precio del gas
A la hora de hacer proyecciones de precios, junto al coste del combustible el productor
de electricidad por gas debe considerar otros componentes de su cadena de valor, como
son:
-
El coste de transporte del gas, y la protección contra congestiones (cánon de
acceso a red y reserva de capacidad)
Los servicios accesorios del transportista (garantía del suministro)
Si utiliza gas natural licuado, los costes de almacenaje y regasificación,
El coste de abastecimiento e inventario de almacenes (existencias mínimas de
reserva)
Las alternativas en caso de interrupción, (suministradores alternativos de gas,
combustibles alternativos, si la planta lo permite), con los costes
correspondientes.
-
En nuevos proyectos, provisiones por retrasos en la fase de autorización y
construcción, que produzcan desfases entre los vencimientos en el contrato de
suministro y la capacidad de utilización del gas..
El propio precio del gas está sujeto a la incidencia de varios factores como son:
-
Precio del crudo (gran parte de los contratos de aprovisionamiento a largo están
referenciados al gas-oil o al fuel-oil)
Nivel de liberalización y competencia en el suministro y el transporte de gas
Interconexiones de las redes nacionales y existencia de hubs
Armonización de condiciones y conceptos entre los sistemas nacionales
previsiones meteorológicas (estacionalidad)
costes de importación: riesgo político del país productor
percepciones del mercado financiero
huelgas de transporte
restricciones técnicas de acceso a la red
La gestión del riesgo
Cuando se estructura la financiación de un proyecto, es habitual, si no necesario,
recurrir a financiación externa, y el banco prestamista suele preferir la certeza a la
eficiencia, y es probable que se decante por el contrato a largo, que le da unos costes
fijos y facilita la proyección de rentabilidades. Pero al propietario de la instalación debe
preocuparle su propia eficiencia y rentabilidad. Para ello asumirá un cierto riesgo, que
procurará mitigar mediante técnicas de gestión del riesgo. Estas técnicas son variadas, e
incluyen técnicas contractuales y mecanismos financieros de cobertura.
Cada empresa debe gestionar sus riesgos en función no sólo de las fuerzas
determinantes de los precios internacionales , sino de las condiciones específicas de
abastecimento y uso de sus propias instalaciones (dependencia estacional, capacidad de
utilizar combustible alternativo; de vender el gas sobrante, inventario de gas
almacenado disponible), y de sus intereses preferentes (estabilidad de precios, ahorro, o
planificación). Es aconsejable tender a un “mix” de herramientas que permita el mayor
equilibrio posible para la instalación específica, reduciendo el riesgo sin incrementar el
coste.
Mientras no se alcance el nivel de competencia deseable en el mercado, es tarea del
organismo regulador en cada país imponer a los usuarios, distribuidores y
comercializadores de gas el uso de técnicas de gestión del riesgo precio, impidiéndoles
que trasladen a los usuarios el coste de su propia ineficiencia. No sólo los grandes
consumidores de gas pueden beneficiarse de las técnicas de gestión del riesgo. Mediante
una adecuada gestión del riesgo, un comercializador puede reducir los costes de
adquisición del gas, lo que le permitirá a su vez reducir sus precios manteniendo
márgenes, y adquirir así porcentaje de mercado.
Herramientas
Las herramientas de gestión para controlar el riesgo precio son muy variadas, e incluyen
 Herramientas contractuales:
Basadas en el largo plazo (tradicionales)
Estas herramientas tienen la ventaja de permitir hacer proyecciones con mayor
fiabilidad, aportando la certeza que buscan os financiadores, y el inconveniente de que
son menos eficientes en la asignación de recursos, lo cual encarece el precio final
respecto de otras herramientas más flexibles.
 Contratos de abastecimiento a precio fijo y reserva de capacidad
 Cláusulas “take or pay” y “deliver or pay” (dan seguridad al vendedor y a sus
bancos para financiar inversiones en estructuras)
 Mecanismos de deferencia del corto al largo plazo
 Referenciación al precio del petróleo, gasoil o fueloil (es conocido, mantiene
competitividad del gas frente a otros combustibles, facilita el aumento del
“market share”). La fórmula suele ser precio de gas en el “hub” +/- índice de
comportamiento de los precios del gasoil +/- índice del comportamiento de los
precios del fuel oil, con una revisión cada mes o cada tres meses.
 Fórmula de fijación del precio con revisión a intervalos fijos (por ejemplo, cada
tres años) y/o vinculada a cambios en el mercado (por ejemplo, cuando se
produzcan fluctuaciones de más del 50% en un mes). Es aconsejable
complementarlas con un mecanismo arbitral de solución de disputas
 Tolling arrangements: otra forma de contrato a largo. En lugar de comprar gas,
el productor de electricidad se asocia con un suministrador de gas: a cambio del
gas, el productor le da electricidad para que el suministrador de gas la venda.
Más que venderle electricidad, el productor le vende un servicio de conversión
del combustible en electricidad. El dueño de la planta elimina el riesgo de
precio, suministro y transporte del gas. Implican una serie de diferencias
respecto del contrato de compraventa a largo plazo (*).
Basadas en la flexibilidad (modernas)
Estas son la otra cara de la moneda. Permiten adecuar el precio al mercado, con lo que
se gana en eficiencia pero se pierde en capacidad de predicción.
 Referenciación al precio de la electricidad: esta técnica traspasa el riesgo de
precio del comprador al proveedor de gas. Por lo general, la diferencia que se
produzca entre los precios se pasa a una cuenta de control y se recupera con
intereses cuando sube el precio de la electricidad.
 Referenciación al precio “spot” del gas (con un coeficiente corrector)
 Opciones swing, que actúan sobre el volumen y permiten al comprador de gas
adecuar la compra al consumo previsto.
 Cláusulas de cambio de normativa: puesto que el proceso de liberalización y
armonización continuará en los próximos años, deben preverse ajustes de los
contratos a las novedades regulatorias, manteniendo el equilibrio comercial de
las prestaciones, y prever en su caso un sistema de solución de conflictos
 Contratos tipo: dejando abiertas sólo las cláusulas relativas a precio y
cantidades, se impondrán en el mercado modelos de condiciones generales
propuestas por los “hubs” en que se cierre la operación, que regularán la
compensación y liquidación de posiciones, la comisión del operador, el plazo y
mecanismo de confirmación de las operaciones, y las consecuencias del
incumplimiento. El NBP inglés y el Zeebruge hub ya tienen sus contratos tipo.
 Cláusula de uso no exclusivo: el gas puede consumirse o revenderse. El
suministrador de gas pretenderá que el comprador no se convierta en un
competidor, pero el comprador necesita la flexibilidad de poder vender el gas
que no necesite su planta
 Mercado secundario de reserva de capacidad. Permite al comprador revender la
capacidad que no va a utilizar. Por el momento no existe en España, donde la
reserva de capacidad es un coste fijo.
 Herramientas técnicas
 Reservas almacenadas: si se dispone de gas almacenado, se puede utilizar para
mitigar los altibajos del precio, usando las reservas cuando el precio sube y
reponiéndolas cuando baja.
 Diversificación de suministros: supone que la planta esté preparada para
funcionar con fuel-oil u otro combustible alternativo. Si gran parte de la
demanda tiene la posibilidad de operar con otro combustible (“switch”), el
precio de este combustible alternativo actúa de tope al precio del gas.
 Interruptibilidad del servicio: aunque se diseñó para atender situaciones de crisis
en el sistema de suministro eléctrico, se ha adaptado como herramienta válida de
reducción de costes en otras formas de energía. Presenta varias modalidades.
 Herramientas financieras
 Opciones; en lugar de comprar ahora (spot), el comprador adquiere el derecho,
pero no la obligación, de comprar en un momento posterior a unas condiciones
prefijadas (“call option”). Existe también la “put option” (derecho del vendedor
a vender a un precio prefijado).
 “Caps y Floors”: respectivamente, una cadena de “call options” y de “put
options”: a cambio de una prima, el comprador se asegura el derecho de hacer
varias compras (o el vendedor el de hacer varias ventas) durante un plazo y al
precio (máximo o mínimo) prefijado.
 Opciones Swing: a partir de una cantidad contratada, el comprador puede
modificarla aumentándola ( “swing up”, mediante “call option”) o
disminuyéndola (“swing down”, mediante “put option”).
 Spark spreads: opciones sobre la diferencia (spread) entre el precio del gas y el
de la electricidad. Vinculado al nivel de eficiencia de una planta de ciclo
combinado, se usa en los “tolling arrangements”: a mayor eficiencia, mayor
diferencia entre el coste del gas consumido y el precio de la electricidad
producida. Si la “Spark Spread es negativa, al propietario de la planta le será
más rentable comprar electricidad que producirla con el gas.
 Futuros: contrato por el que el vendedor se obliga a hacer entrega de una
cantidad prefijada de un bien o instrumento financiero en una fecha futura y
lugar prefijados. Pueden ser “forwards”, si no se negocian en mercado
organizado, o “futures”, si se negocian en un mercado como el NYMEX.
 Futuros sobre el tiempo atmosférico (weather derivatives). Se utilizan para
cubrirse de las fluctuaciones debidas a cambios en el tiempo que influyen en las
previsiones de demanda.
 Swap: intercambio de flujos de pagos (cash flow) durante un período de acuerdo
con normas preestablecidas: normalmente, una parte que habitualmente compra
a precio fijo y otra que suele comprar a un precio flotante según un índice
acordado, intercambian sus posiciones, de modo que cada una paga las compras
de la otra. Los pagos se compensan, y sólo se transfiere el neto.
Los productos financieros, por su gran flexibilidad, se adaptan y combinan para
cubrir necesidades especificas: así por ejemplo,
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La llamada “opción asiática” consiste en una “put option” sobre el precio
medio de la electricidad durante un periodo largo (por ejemplo, una
semana). Una planta generadora que no pueda encenderse y apagarse
diariamente, tomará esta opción y abrirá sólo en aquellas semanas en que
el precio medio sea suficientemente alto.
La “best of” option: una planta de aluminio ha comprado en firme una
cantidad de electricidad durante un periodo largo: si el precio del KWh
es bajo, produce aluminio; si el precio sube, cierra y revende la
electricidad.
Propuestas
A continuación se hacen una serie de propuestas para avanzar en la liberalización y
eficiencia del mercado del gas. Algunas han sido ya asumidas e impulsadas desde el
gobierno. Otras aún son objeto de encendido debate.
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Abrir un mercado secundario de reserva de capacidad
Imponer a los distribuidores la sumisión de planes de aprovisionamiento y
programas de cobertura de riesgos al operador del sistema, para asegurar
monitorización y flexibilidad.
Diseñar y aplicar un “standard de prudencia” como exigencia mínima a los
suministradores de electricidad, dado el bien común servido.
Asegurar el flujo entre operadores de la información que afecte a la demanda
energética.
Favorecer la inversión en interconexión de redes y creación de “hubs”.
(*) Diferencias entre el contrato de compra de electricidad y el “Tolling arrangement”
El suministrador de gas/comprador de electricidad tiene interés directo en la
eficiencia de la planta, porque a menos eficiencia, más combustible deberá
aportar para obtener la misma electricidad. La eficiencia de una planta se mide
por su “heat rate”: medida de eficiencia en la conversión de energía térmica en
energía eléctrica; razón entre Btu de gas consumidas y Kwh producidos: cuanto
más bajo el “heat rate”, más alta la eficiencia). Los “tolling arrangements”
suelen incluir garantías de eficiencia, e incluso incentivos a la eficiencia y la
buena gestión, repartiendo los ahorros entre los dos socios, de modo que se
reducen los costes de suministro de gas.
El suministrador de gas/comprador de electricidad exigirá garantía de suministro
de electricidad, en especial en periodos pico (verano e invierno)
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Indemnización: si no se suministra electricidad, el comprador no estará
satisfecho con dejar de pagar su precio, sino que exigirá que el vendedor le
compense el coste de acudir a otro suministrador. En períodos de escasez de
oferta, esta indemnización puede ser mucho más que el precio dejado de pagar.
Reventa (wheeling) puesto que el comprador compra la electricidad para
revender, hay que asegurarse de que los retrasos que el comprador pueda sufrir
por autorizaciones, etc. , no afecten al calendario de pagos y suministros de gas
bajo el “tolling arrangement”.
Garantía: puesto que el vendedor es normalmente una SPV sin otros activos que
la planta, el comprador suele exigir garantías adicionales (hipoteca del terreno o
de la concesión, carta de crédito, garantía de la matriz, u otras) del pago del
suministro de gas, al menos hasta que la planta está a total producción.
Mario de Echevarría
Baker & McKenzie
Briones, Alonso y Martín
abril de 2002