Un estudio reciente de Cassa Depositi e Prestiti (Gas Naturale, marzo de 2013) esboza un análisis preciso de los principales cambios que se están produciendo en el escenario energético internacional e italiano y relanza el proyecto de creación de un hub gasista en Italia para el sur de Europa. La idea no es nueva, fue planteada por Edison hace más de cinco años y ahora se encuentra entre los proyectos calificadores del documento de Estrategia Nacional de Energía (Sen) presentado por el Ministro Passera en otoño de 2012.
De hecho, desde hace algún tiempo, el mercado del gas está tratando de dotarse de instrumentos flexibles para regular el equilibrio entre la oferta y la demanda y, por tanto, para determinar el precio. Pero demos un paso atrás, al comienzo mismo del desarrollo del mercado del gas. Las infraestructuras necesarias para llevar el gas desde los mercados de producción (Rusia y Norte de África fundamentalmente) a Europa fueron planificadas por las compañías petroleras nacionales (en Italia por ENI) en base a las previsiones de aumento del consumo en cada país. Previsiones que en aquellos tiempos de constante crecimiento del consumo y previsible mix energético se confirmaban con gran regularidad con los datos reales de demanda del mercado. La adopción de contratos take or pay con una flexibilidad muy limitada (habitualmente del 10%) estaba, por tanto, justificada y era razonable, y la fórmula de precios ligada a la evolución del petróleo era la única practicable, ya que prácticamente no existe un mercado spot de gas.
Hoy este mundo ha cambiado profundamente. Ya no existe la certeza de un crecimiento constante: después de 50 años, en 2007 el consumo de metano cayó bruscamente tras la crisis económica, y no se espera que vuelva al nivel anterior a la crisis hasta alrededor de 2020. Y también la previsibilidad del mix energético. ha sufrido un duro golpe: basta pensar en la cancelación del programa nuclear italiano y el auge de las renovables.
En Italia se han construido 2007 MW de plantas fotovoltaicas desde 12000, gracias a un incentivo especialmente favorable, que han reducido la producción de los ciclos combinados precisamente en las horas punta (las más rentables), contribuyendo así aún más a la reducción de la demanda de gas . Y la geopolítica de los países productores también ha cambiado. Con el desarrollo de las técnicas de licuefacción, nuevos países productores como Qatar han entrado con fuerza en escena, ofreciendo con los buques metaneros una alternativa a la rigidez intrínseca de los gasoductos. Y más recientemente, con el desarrollo de técnicas de explotación de gas de esquisto, Estados Unidos se ha transformado de un importador neto a un país autosuficiente y, en perspectiva, a un exportador neto.
La disminución de la demanda por un lado y el aumento de la oferta por el otro han provocado bastantes trastornos en el mercado. El precio del metano hasta 2007 era casi idéntico en los centros estadounidenses, británicos y japoneses, equivalente a alrededor de $6 por Mbtu. En 2011 en EE. UU. había caído a $ 2, en Gran Bretaña se había mantenido alrededor de $ 6, mientras que en Japón había subido a $ 12. En Italia, el precio promedio del mercado estaba entre los precios inglés y japonés. Está claro que tal mercado necesita ser reorganizado para llegar al mismo precio del producto en todo el mundo, excepto por el diferente costo de transporte al consumidor final.
Desde este punto de vista los centros entran en juego: puestos comerciales físicos, donde el gas de diversas fuentes fluye en conjunto para luego clasificarse en los mercados de consumo. Ya existen centros en el norte de Europa, sirviendo a las áreas de producción del Mar del Norte. Pero no existen (Europa del Sur) o son de escasa liquidez (Europa del Este) donde la producción de gas es marginal frente al consumo y el requerimiento se cubre en gran medida por los gasoductos de Rusia y el Norte de África. Un Hub en el Sur de Europa (e Italia estaría en una posición geográfica ideal) y uno en Europa del Este (haciendo más líquido el existente en Austria), combinados con los que ya operan en los mercados del Norte, podrían constituir una formidable herramienta de integración entre los varios mercados.
Naturalmente, los tres polos deberían estar conectados entre sí con una capacidad de transporte adecuada tanto en el eje norte-sur (como hoy) como en la dirección opuesta (el llamado flujo inverso), quedando disponible para permitir a los operadores realizar el arbitraje adecuado. precio y hacer que los mercados converjan en un solo parámetro. Este precio acabaría influyendo en el de los contratos take or pay, desenganchándolos paulatinamente del precio del petróleo.
¿Es este un proyecto realista o es una idea confinada a un futuro no especificado? Digamos de entrada que los países productores no ven con buenos ojos la creación de hubs que generen una “competencia gas to gas” con contratos a largo plazo. La actual situación de sobreoferta en los mercados ha provocado una renegociación a la baja de los precios de los contratos de largo plazo, y cualquier medida que aumente aún más la liquidez de los mercados es mal vista por los países productores. Además, los países consumidores tendrían todas las de ganar creando una redundancia de oferta para bajar los precios. Pero para hacer esto, se deben crear plataformas de importación gratuitas para que todos los operadores accedan y no estén sujetos a contratos a largo plazo.
En efecto, la SEN (Estrategia Energética Nacional) contempla la posibilidad de construir una nueva terminal de regasificación totalmente abierta al acceso de terceros, y regulada a través de la tarifa de transporte. Está claro para todos que, en la situación económica italiana actual, no se justifica una nueva terminal de regasificación, ya que es redundante con respecto a las necesidades nacionales para los próximos 10 años. Por lo tanto, su realización debe estar vinculada a la creación de un sistema de centros europeos interconectados, para crear un gran mercado europeo. Y debe ir acompañado de una revisión drástica de los contratos take or pay existentes, en el sentido de una rebaja de las obligaciones de retiro de los importadores, para liberarlos de compromisos insostenibles en un mercado cada vez más líquido.
Sin embargo, la medida para reducir los compromisos de aceptar o pagar no puede estar exenta de peligros para los países consumidores. De hecho, el gas podría ser desviado permanentemente hacia el Este (China se convertirá en un importador cada vez mayor) generando tensiones en la seguridad del suministro a medio plazo. Además, cualquier gas faltante, que ya no esté cubierto por las fórmulas de precios, podría alcanzar niveles punitivos. Por lo tanto, el camino para crear un centro de gas en Italia aún es largo y complejo. Es necesario elegir entre los varios proyectos italianos existentes qué nueva estructura construir. Una vez construida, la nueva terminal debe conectarse a la red de gasoductos y hubs europeos, asegurando el flujo inverso desde Italia hacia el norte de Europa. Es necesario desarrollar un mercado europeo de gas físico y de futuros. Al mismo tiempo, se debe cambiar la estructura de los contratos de mediano plazo existentes, con cuidado de no caer en la trampa de la escasez de gas.
En definitiva, el hub es un buen proyecto, pero ¡cuánto trabajo por hacer entre tantos actores con intereses contrapuestos! Sin fuerte patrocinio de la Comisión Europea, que agrega los intereses no siempre convergentes de los operadores y enfrenta un frente común hacia los países productores, el mercado europeo del gas difícilmente verá la luz. Y sin un mercado europeo, una nueva terminal de regasificación ubicada en Italia corre el riesgo de aumentar los costos estancados de nuestro sistema energético en lugar de crear las condiciones para una mayor competitividad.
