3. El mercado de gas natural

EL MERCADO DE GAS NATURAL
3. EL MERCADO DE GAS NATURAL
Carlos Cots de la Natividad
Gas Natural Comercializadora
El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases
ligeros que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado
con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del
yacimiento del que se saca, está compuesto principalmente por metano en cantidades
que comúnmente pueden superar el 90 ó 95%.
El gas natural es una fuente de energía versátil que puede ser utilizada en ámbitos
muy variados. Aplicaciones domésticas, comerciales e industriales en la producción
de calefacción y calor junto con la generación de electricidad son sus principales usos
tradicionales y así como carburante en transporte.
Las reservas mundiales de gas natural, aunque limitadas, son muy importantes y las
estimaciones de su dimensión continúan progresando a medida que las nuevas técnicas
de explotación, de exploración y de extracción son descubiertas. Las reservas de gas
natural son abundantes y ampliamente distribuidas por el mundo. Se estima que una
cantidad signi¿cativa de gas natural queda aún por descubrir.
Las reservas probadas son aquellas que podrían ser producidas con la tecnología actual.
Las mayores reservas mundiales se encuentran en Oriente Medio, con el 41% del total
mundial. Junto con la antigua Unión Soviética, que representa el 30% de las reservas
mundiales, suponen aproximadamente casi las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural.
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Las reservas mundiales de gas natural se han multiplicado por más del doble en el
transcurso de los últimos veinticinco años para alcanzar en el 2008, los 181 trillones de
metros cúbicos.
El ratio mundial de reservas de gas natural respecto a la producción a niveles actuales
está en el entorno de los 60 años. Esto representa el tiempo que las reservas existentes
durarían si se mantuvieran los actuales niveles de producción.
GRÁFICO 1. RESERVAS PROBADAS POR ZONAS FINAL 2008
AM RICA DEL NORTE
749,5
24,5%
EUROPA
OCDE
300,9
9.8%
EUROPA ORIENTAL
814,6
26,7%
ORIENTE MEDIO
201,5
6,6%
AM RICA CENTRAL Y SUR
339,0
12,4%
FRICA
199,5
6,5%
ASIA-OCEANŒA
410,6
13,4%
Fuente: Sedigas
80
EL MERCADO DE GAS NATURAL
GRÁFICO 2. PRODUCCIÓN COMERCIALIZADA DE GAS NATURAL POR ZONAS. AÑO 2008
Fuente: Sedigas y Cedigas
La producción comercializada mundial alcanzó en el año 2008 los 3.000 bcm (billones de metros cúbicos). Siendo las zonas de la antigua Unión Soviética con el 27% y
América del Norte con el 25% las que mantienen el liderazgo, que juntamente suponen
aproximadamente casi la mitad de la producción mundial.
No obstante, hay que señalar que el crecimiento de la producción comercializada en los
últimos años se está produciendo principalmente en las zonas de Asia-Oceanía y Oriente
Medio, acompañadas en menor medida de África y América del Sur. Mientras que en
América del Norte y la antigua Unión Soviética se mantiene en los mismos niveles que
en años anteriores.
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 3. PRODUCCIÓN COMERCIALIZADA DE GAS NATURAL POR ZONAS. AÑO 2008
Fuente: Cedigaz
GRÁFICO 4. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN COMERCIALIZADA POR ZONAS
HASTA EL 2008
Fuente: Cedigaz
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EL MERCADO DE GAS NATURAL
El gas natural representa casi la cuarta parte del consumo energético mundial
La distribución de la Demanda mundial de esta producción comercializada se reÀeja en
el cuadro adjunto, donde en 2008 entre America del Norte y Europa se concentran 2/3 del
consumo mundial. Es relevante indicar que en los últimos años en todos los mercados se
aprecian fuertes crecimientos de demanda a excepción de América del Norte y Europa
Oriental.
GRÁFICO 5. PRODUCCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL POR ZONAS
Fuente: Cedigaz
Como consecuencia de la diferente ubicación de la oferta y la demanda, hay un comercio internacional desde las zonas netamente exportadoras (Europa Oriental, África y
Oriente Medio) a las zonas importadoras (Europa OCDE y Asia-Oceanía.
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 6. PROPORCIÓN DE RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO POR ZONAS
AÑO 2008
Fuente: Cedigaz y Sedigas
Los principales movimientos del comercio internacional se muestran en la ¿gura adjunta.
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EL MERCADO DE GAS NATURAL
GRÁFICO 7. MAYORES MOVIMIENTOS DE GAS NATURAL Y GNL EN EL MUNDO (BCM)
EN 2008
Fuente: BP Satatistical review of World Energy, junio 2009.
La producción comercializada objeto de intercambios internacionales es inferior al 30%
del total.
El comercio por vía marítima con buques de GNL (gas natural licuado) representó el
25% del comercio internacional de gas, aunque el desarrollo de nuevas capacidades de
licuefacción y plantas de regasi¿cación está acelerando la comercialización con GNL.
El bajo porcentaje de intercambios internacionales se debe principalmente a los altos
costes de transporte. Transportar gas natural es complejo y requiere inversiones altas,
mientras que la mayoría de las reservas están lejos de los centros de consumo. Igualmente, la construcción y la gestión de los gasoductos crean problemas legales y logísticos.
Los principales países exportadores por gasoducto fueron la Federación de Rusia, Canadá, Noruega, los Países Bajos, Argelia y el Reino Unido. La primera zona de importación
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
por gasoducto, independientemente de los Estados Unidos que absorbió todas las exportaciones canadienses, fue Europa.
En relación con el comercio internacional vía marítima con GNL (gas natural licuado)
destacamos dos cuencas: la cuenca del Pací¿co (demanda en Japón, Corea del Sur, India,
China y Taiwán) y la cuenca Atlántica (demanda en Europa y América del Norte).
Los principales países importadores de GNL se muestran en la tabla adjunta. Tres países
acaparan el 60% de la demanda.
IMPORTACION GNL
2007
2008
2009
JAPON
92,2
95,6
89,0
COREA DEL SUR
35,3
37,7
35,6
ESPAÑA
25,1
29,1
26,5
INDIA
11,7
11,7
13,2
FRANCIA
13,4
13,0
13,2
U.S.A.
22,2
9,9
13,0
TAIWAN
11,7
12,6
12,1
REINO UNIDO
1,5
1,0
10,4
CHINA
4,0
4,6
7,6
BELGICA
2,8
2,6
6,3
TURQUIA
5,8
5,7
6,2
ITALIA
2,6
1,8
4,4
MEXICO
2,8
3,5
3,5
PORTUGAL
2,9
2,8
2,8
OTROS
2,5
2,6
4,8
237
234
249
Unidades en BCM
86
EL MERCADO DE GAS NATURAL
Los principales países exportadores de GNL fueron Qatar, Indonesia, Malasia y Australia para la cuenca del pací¿co y Nigeria, Argelia, Trinidad y Egipto, para la cuenca
Atlántica.
CAPACIDAD LICUAR GNL
2007
2008
2009
QATAR
41,3
41,8
50,2
INDONESIA
37,1
37,1
34,5
MALASIA
31,9
32,6
32,6
NIGERIA
25,0
29,7
30,6
ARGELIA
28,6
28,6
28,6
AUSTRALIA
21,1
21,9
26,9
TRINIDAD
20,8
20,8
20,8
EGIPTO
16,8
16,8
16,8
OMAN
15,3
15,3
15,3
BRUNEI
10,8
10,8
10,8
-
-
8,3
ABU DHABI
7,9
7,9
7,9
NORUEGA
1,0
5,7
5,7
GUINEA EC.
3,5
5,1
5,1
LIBIA
1,0
1,0
1,0
OTROS
1,8
1,7
5,1
264
277
300
RUSIA
Unidades en BCM/año
Como consecuencia del porcentaje reducido de gas natural intercambiado en relación
con el gas producido, no existe un verdadero mercado global, sino más bien mercados
regionales, que poseen diferentes niveles de organización, de madurez y de estructuras
del mercado.
87
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Los principales mercados regionales son América del Norte, Europa Occidental, y la
antigua Unión Soviética. Otros mercados regionales, como el latinoamericano y el de los
países de la región Asia-Pací¿co, adquieren cada vez más importancia.
Tradicionalmente, los gobiernos han considerado al sector de la energía como un sector
estratégico y demasiado importante como para dejarlo a las fuerzas del mercado. El mercado del gas natural era considerado como un monopolio natural y generalmente las empresas de Estado controlaban esta industria. Como consecuencia de las crisis energéticas
de los años setenta, el sector pasó por reformas estructurales que tenían como objetivo la
apertura del mercado a la competencia para reducir los costos y mejorar los rendimientos
económicos y la e¿ciencia. Estas políticas de liberalización se desarrollan de diferentes
formas y a distintas velocidades según los países. Pueden incluir la privatización, la introducción de competencia basada en el acceso de terceras partes a la infraestructura de
oferta de gas, el desmantelamiento del monopolio de Estado o reformas legislativas. El
objetivo es la reducción de la intervención directa de los gobiernos sobre los mercados y
el suministro de gas natural a bajos precios, transparentes y competitivos.
Durante las últimas décadas los mercados de gas natural se han caracterizado por la
liberalización, tanto en países desarrollados como en países en desarrollo.
El desarrollo del mercado del gas natural en Europa Occidental está ligado al descubrimiento del campo de Groningen en Holanda y a la construcción de los primeros
gasoductos internacionales que conectaron este campo con Bélgica, Alemania y Francia.
La construcción de las redes transeuropeas se aceleró entre 1970 y 1990 después de la
primera crisis del petróleo. Estos gasoductos sentaron las bases de una vasta red de interconexión a través de Europa, desde Eurasia hasta el corazón de Europa, desde Noruega
hasta España, y desde Argelia otra vez hasta el corazón de Europa.
La primera Directiva de la Unión Europea 98/30/EC estableció el ¿n de los mercados
monopolísticos nacionales, Gas Natural en España, Gaz de France en Francia, Rurhgas
en Alemania, Grupo Snam en Italia, Gasunie en Holanda, Distrigaz en Bélgica, Galp en
Portugal, OMV en Austria, etc.
El objetivo de la Directiva era promover la liberalización e integración de los distintos
mercados europeos, a través del abandono del sistema de concesiones y de permitir sin
restricciones el acceso de terceros a las redes de transporte y distribución a las compañías
88
EL MERCADO DE GAS NATURAL
comercializadoras. Donde se viera cada mercado nacional como un engranaje dentro de
un mercado mayor, el europeo.
La segunda Directiva en 2003 profundizó en la regulación del acceso de terceros a la red,
la separación de actividades y estableció la apertura de mercado para todos los clientes
a partir del 2007.
Estas Directivas se han visto implementadas con la aprobación del tercer paquete energético en julio de 2009 que pretende lograr un mercado europeo de gas e¿ciente y competitivo, que no plantee obstáculos a la entrada de nuevos competidores en el mercado,
o en el acceso a las redes y al mismo tiempo garantice la protección a los
clientes y la seguridad de suministro.
Contratos largo plazo
Durante la época del mercado regulado y la existencia de monopolios estatales, los
contratos de compra-venta que se establecieron en Europa occidental fueron contratos
físicos a largo plazo, con duración entre 20 y 30 años entre las compañías nacionales con
la garantía del Estado y las grandes compañías productoras. (Pocos actores)
Estos contratos, todavía en vigor, disponen de clausulas muy restrictivas de garantía
de consumo (take or pay), cláusulas de destino (sin posibilidad de desvío a otros mercados), con precios generalmente indexados a la evolución de petróleo y /o productos
derivados del mismo y con fórmulas de revisión del precio cada 3 o 4 años para ajustarse
a las evoluciones del mercado en el largo plazo.
La metodología del cálculo del precio se basa en la determinación del valor netback de
las energías alternativas que desplazaba el gas natural en cada país.
La aplicación del precio suele ser mensual/trimestral con periodos de referencia de las
variables entre tres y nueve meses con el objetivo de dar estabilidad al precio y evitar
oscilaciones de los mercados spot del petróleo.
Estos contratos a largo plazo se establecieron por un lado con el objetivo de garantizar el
suministro base al país comprador y por otro garantizar una retribución razonable de las
costosas inversiones que suponen los proyectos de transporte del gas, o bien a través de
grandes gasoductos o a través de la cadena del GNL (Licuefacción – Metanero – Regasi¿cación) y por tanto tenían un periodo de maduración importante.
89
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
En este tipo de contratos el riesgo es compartido entre el vendedor (riesgo de precio) y
el comprador (riesgo de volumen).
Actualmente, los contratos a largo plazo son ampliamente utilizados entre productores
y comercializadores, el 80% de las importaciones de la Unión Europea están sujetas a
contratos a largo plazo. Los precios de los contratos de aprovisionamiento a largo plazo
no son conocidos.
La diferencia sustancial entre el momento actual de madurez en el desarrollo de la liberalización y la situación de monopolio en relación con estos contratos a largo plazo es que
mientras que el número de productores se mantiene, el número de comercializadores se
ha multiplicado por diez y por tanto se ha robustecido la posición de los productores y
consecuentemente empieza a haber preocupación en los mercados.
Ejemplos en 2007:
Irán propone a Rusia crear una OPEP del gas
Moscú insiste en coordinarse con los países productores y asistirá a la primera cumbre en Qatar
EL PAIS PILAR BONET / ÁNGELES ESPINOSA - Moscú / Teherán - 31/01/2007
Rusia admite que ve con “interés” crear una ‘OPEP del gas’ con Irán
Expansión - Javier Blas. Londres - 02/02/2007
UE preocupada por posible cártel gas Rusia y Argelia
Jueves 25 de Enero, 2007 6:13 GMT.
Reuters - Jeff Mason y Marcin Grajewski
Hemos pasado de monopolios naturales en la compra y oligopolio en la venta, donde
las relaciones eran de pocos con pocos, a un cambio tras la liberalización, donde aparecen muchos en la compra y los mismos en la producción (relación muchos–pocos).
Esto hace perder capacidad negociadora a los comercializadores. El poder de mercado
se ha incrementado para los productores y la capacidad de negociación de los compradores se ha reducido.
Adicionalmente los productores han crecido mucho y ya no necesitan los contratos de
venta a LP para obtener ¿nanciación.
90
EL MERCADO DE GAS NATURAL
La evolución de los mercados de gas Europeos, pasando de mercados regulados a liberalizados, ha supuesto adicionalmente la creación de mercados OTC y mercados organizados, así como la creación de hubs para el mercado mayorista de gas natural. Ya
no es necesario para comercializar disponer de acuerdos a largo plazo con el productor.
Los mercados OTC (Over the counter) son acuerdos bilaterales para entregas de gas a
un precio ¿jo en un momento determinado. Es el más líquido de los mercados mayoristas en Europa. La compra-venta se realiza en puntos físicos o virtuales (hubs). Existes
mercados OTC Spot y OTC Forward dependiendo de para cuando se negocie la entrega
de gas.
La información de precios es con¿dencial entre las partes.
Los mercados organizados son plataformas gestionadas por un operador independiente
(en colaboración con el transportista) donde se establecen diferentes productos a un
precio determinado.
Los hubs permiten el trading físico de gas y éste a su vez, contribuye al desarrollo y
consolidación de los hubs.
El hub permite atender las necesidades operativas de los agentes, fomenta la competencia gas-gas, promueve el arbitraje entre mercados, permite valorar la Àexibilidad y
contribuye a la creación de un mercado de gas a plazo.
El trading fomenta la diversidad de orígenes de gas, permite aumentar la liquidez, facilita
la gestión del riesgo, aprovecha las oportunidades de arbitraje y contribuye a optimizar
el uso de las infraestructuras.
Una vez que el trading en el hub se desarrolla hasta convertirse en un mercado líquido,
surgen los mercados spot y de futuros.
El objetivo para las transacciones de gas es pasar de la indexación tradicional asociada
al petróleo, a nuevas referencias que puedan reÀejar correctamente la situación del suministro y la demanda.
Como se ha observado en los Estados Unidos y Europa, los hubs serán los centros donde
se van a crear estas referencias de precios y deben, mediante el aumento del volumen de
transacciones, adquirir el status de precio del mercado.
91
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Los hubs europeos mas desarrollados han surgido de los mercados de balance o del tránsito, recogen transacciones comerciales asociadas a la red de transporte e intercambios
en puntos de entrada al sistema.
El trading de gas en Europa se realiza fundamentalmente en operaciones bilaterales con
precio y que cuentan, en general, con intermediarios (brokers) que son quienes publican
los precios: NBP, Zeebrugge, TTF, NCG. Además suele haber mercados organizados (de
balance y de futuros) si bien tienen un papel residual.
GRÁFICO 8. LOCALIZACIÓN DE ALGUNOS PUNTOS DE INTERCONEXIÓN Y DE LOS HUBS
EUROPEOS m SIGNIGICATIVOS EN RELACIÓN CON EL CENTRO DE GRAVEDAD DE
MERCADO ESPAÑOL
Fuente: CNE
Del análisis y la comparación de los principales hubs europeos se ha deducido que no
existe correlación entre el desarrollo del mercado ¿nal y el desarrollo de los hubs, de
hecho en los mercados de Alemania, Francia e Italia que están lejos del grado de apertura
92
EL MERCADO DE GAS NATURAL
y liberalización de España, pero están dando pasos para desarrollar un hub con características formales. Así cuentan con un precio de referencia, aunque en la práctica carecen
de su¿ciente liquidez, especialmente en el caso de Italia.
Sin embargo si se ha encontrado correlación entre el desarrollo de los hubs y la Àexibilidad de los sistemas, mientras que en el Reino Unido la tolerancia del sistema es del
0%, en Bélgica han de cumplir los comercializadores con balances horarios o en Francia
la regasi¿cación es obligada. La tolerancia del sistema español, solo en el AOC llega al
50% sin penalizaciones y la regasi¿cación no es vinculante.
El hub más importante en Europa es el NBP, este mercado es básicamente un mercado
spot con un punto de entrega en el National Balancing Point (NBP); un punto hipotético
en la red en el cual Transco, gestor del sistema gasista británico, equilibra la red de alta
presión. (Si el suministro y la demanda combinada de gas de todos los transportistas está
desequilibrada, el gestor del sistema está obligado a restablecer ese equilibrio. Bajo este
concepto, y debido al gran número de puntos de entrada y salida del gas en la red y a la
relativamente reducida distancia entre ellos, el sistema británico se considera como un
único almacén, y el gas por el que se ha pagado un tanto de entrada se considera que está
en el NBP, es decir, en el mercado. Para tomar gas en el NBP hay que pagar un tanto
de salida. De esta manera, todos los suministros de gas transportados por la red de alta
presión de Transco pueden negociarse en el NBP.
Las transacciones las facilita Transco, que registra los volúmenes de gas negociado y
proporciona los servicios de transporte.
Los participantes en el mercado británico del gas natural disponen de cuatro mecanismos
de trading:
- Los contratos bilaterales.
- Los mercados spot.
- El mercado sobre el sistema.
- El mecanismo de Àexibilidad. (Introducido para facilitar la determinación del valor del gas natural necesario para restablecer equilibrio en la red de transporte).
Este hub tiene registrados 229 agentes y un volumen negociado de 880.000 GWh/mes
El NBP es el único hub en Europa con un “churn” del 15 por ciento. El “churn” en un
mercado de materias primas describe el proceso mediante el que los participantes en el
mercado compran y venden repetidamente con el ¿n de “re¿nar” sus posiciones y asegu-
93
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
rarse de que compran lo más barato posible. El nivel de “churn” es una señal de la salud
y liquidez del mercado.
El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados
Unidos.
El Henry Hub es propiedad y está operado por el gasoducto Sabine Pipe Line, LLC, que a
su vez es una empresa propiedad al 100% de ChevronTexaco. El Sabine Pipe Line parte del
este de Texas cerca de Port Arthur, discurre a través del sur de Louisiana, no muy lejos del
Golfo de México, y termina en Vermillion Parish, Louisiana, en el Henry Hub cerca de la
ciudad de Erath. El Henry Hub está físicamente situado en la planta de gas Henry del Sabine.
El Henry Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales, en
conjunto, estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste,
Noreste, Sureste y Costa del Golfo.
El New York Mercantile Exchange (NYMEX) utiliza el Henry Hub como el punto de
entrega para su gas natural contrato de futuros. El contrato de futuros NYMEX de gas
comenzaron a cotizar el 3 de abril de 1990 y es actualmente objeto de comercio 72 meses
en el futuro. Entregas en el NYMEX Henry Hub se tratan de la misma manera que las
transacciones del mercado de dinero.
Muchos vendedores de gas natural también utilizan el Henry Hub como su punto físico
de entrega del contrato o de su precio de referencia para operaciones al contado de gas
natural.
Estos dos hubs situados a ambos lados de la cuenca del Atlántico, se han convertido en
indicadores de precios a nivel mundial, permitiendo en los últimos años a las compañías
arbitrajes de precios entre ellos.
En el mercado español se han desarrollado mercados OTC, a través de una plataforma
gestionada por Enagas, el gestor técnico del sistema español, con 30 partes negociadoras en activo, que pueden comerciar gas en ocho puntos de equilibrado distintos, las seis
terminales de GNL, el punto de equilibrado virtual (AOC) y el punto de almacenamiento
subterráneo virtual.
El volumen de energía negociada en este mercado OTC ha sido de 714 GWh en el año
94
EL MERCADO DE GAS NATURAL
2009, lo que representa un churn de alrededor de 2. En torno al 95% de estos volúmenes
se negocian en los terminales de GNL.
Se adjunta gra¿co con datos de volumen en el año 2009 de este mercado OTC.
GRÁFICO 9. PUNTOS DE EQUILIBRADO Y NEGOCIACIÓN
En relación con el desarrollo de un hub en España, recientemente la Comisión Nacional de la Energía aprobó el envío en abril de 2010 al Ministerio de Industria y Energía de
una presentación y hoja de ruta para el desarrollo de un mercado organizado de gas en
el punto de balance del sistema antes de julio de 2011.
En relación con dicho documento los comercializadores creen que un hub es una potente
herramienta de mercado. No es una herramienta más.
La alta visibilidad que aporta el hub condicionará nuevas estrategias de venta en el futuro. Pero también condicionará la estrategia de aprovisionamiento de los comercializadores y por lo tanto la operación del sistema.
Por tanto es absolutamente necesario, reÀexionar de forma pausada el impacto global
que tiene en el sistema gasista.
La regulación debe impulsar el desarrollo de los mercados, no debe imponer la participación y por tanto la participación en el hub debe ser libre.
95
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
El hub debe ser líquido, una señal de precios sin la liquidez su¿ciente, puede dar señales
erróneas, que distorsionen los mercados si el índice se usa para otros ¿nes como son la
¿jación de la tarifa de último recurso (TUR) o revisiones de contratos.
Existen una serie de factores que contribuyen al desarrollo de un hub, y que hay que
acometer, se destacan los siguientes:
• Interconexión física con otros mercados. Actualmente la interconexión con Francia
y Portugal es muy limitada.
• Disponibilidad de almacenamientos bien conectados con el hub. Los almacenamientos subterráneos permiten arbitrajes temporales de precios y ajustes de balance
en el corto plazo, así mismo puede servir de back-up y favorecer que las transacciones sean ¿rmes.
• Flexibilidad valorada a precio de mercado. Actualmente la elevada Àexibilidad y
bajas penalizaciones en el sistema español no favorecen el desarrollo de un hub.
• Existencia de un mercado secundario de capacidad.
Por lo tanto es necesario antes de introducir un mercado secundario de gas en España,
una profunda reÀexión que garantice la liquidez de dicho mercado, el momento en el
que se implanta, teniendo en cuenta la singularidad del mercado español, analizando
si tanto la regulación de la contratación de ATR, como la reglas de operación física son
compatibles con un hub en el AOC.
El objetivo de creación del hub en España no puede ser tener un precio “a cualquier
precio”.
Por último indicar que en la situación actual nos encontramos con una serie de factores,
tales como los efectos de la crisis en la reducción de la demanda que ha producido un
desequilibrio entre la oferta-demanda mundial, el desarrollo del llamado gas no convencional, básicamente en Estados Unidos y con posibilidades en otras partes del mundo, y
el desajuste prolongado en el tiempo entre los precios del gas a corto plazo y los precios
de los contratos a largo plazo que están haciendo reÀexionar a todos los agentes presentes en el mundo del gas natural y que presumiblemente vaya a trastocar las relaciones
del comercio mundial.
96