Liberalización de los mercados nacionales europeos del gas: El turno de los Estados Miembros de la UE.

Asunto: Siguiendo la tendencia iniciada por los mercados de la electricidad, los mercados del gas en la UE se están siendo progresivamente liberalizados, encaminándose hacia la creación de un mercado interno para el gas natural.

Relevancia: Recientemente se ha aprobado una directiva sobre el mercado del gas que marca las líneas comunes a seguir por los Estados Miembros para la creación de un mercado interno de la UE para el gas natural, pero gran parte de la implantación de la liberalización del mercado del gas se deja a discreción de cada Estado Miembro, que para planificar sus acciones debe tener en cuenta diversos factores.

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Introducción

La liberalización del mercado del gas es un término general que abarca una serie de acciones de gobierno para aumentar la competencia y la eficiencia, con la esperanza de reducir los precios del gas. Estas acciones pueden incluir privatizar las empresas públicas, forzar la disolución de los monopolios o la autorización de competidores, deshacer la integración vertical, creando empresas de producción, de transporte y de ventas y conceder el acceso al transporte a precios no discriminatorios a productores y usuarios del gas.

La regulación de los sectores de la electricidad y del gas en Estados Unidos y, más recientemente, en el Reino Unido, ha sido liberalizada enormemente, con tendencia hacia un mayor acceso de los usuarios de la energía a los suministradores en régimen de competencia. La Comisión Europea ha emitido una directiva sobre liberalización de los mercados de la electricidad que los Estados Miembros están llevando a la práctica. Más recientemente se ha aprobado una directiva sobre el mercado del gas que aporta las reglas comunes para que los Estados Miembros creen un mercado interno del gas natural en la UE, pero con cierto margen de subsidiaridad. Ahora depende de los Estados Miembros determinar la rapidez y el grado en que se pone en marcha este mercado.

El objetivo último de una mayor competencia en el suministro de gas natural es reducir los precios de la energía y, por tanto, aumentar la competitividad de las industrias europeas intensivas en energía. Al mismo tiempo, la sustitución de los combustibles derivados del carbón y del petróleo por el gas natural mejorará la eficiencia y reducirá las emisiones de CO2 y de otras sustancias indeseables a la atmósfera. Todos estos son objetivos importantes para la UE. Por otra parte, en esta competencia habrá posibles perdedores en la industria minera del carbón y en las empresas de suministro y transporte menos competitivas. Un mercado del gas totalmente liberalizado puede desaconsejar los contratos de compra de gas a largo plazo y aumentar por tanto el riesgo de las grandes inversiones necesarias para los grandes gasoductos.

Las tecnologías del gas natural se basan en gran medida en infraestructuras caras y complejas, necesarias para la producción, el transporte y la distribución, propiciando economías de escala en las distintas etapas. Por eso, la industria de los gasoductos ha sido considerada históricamente como un monopolio natural, similar a las empresas eléctricas de servicio público y a la red telefónica. A cambio de su estatus monopolístico, estas industrias se han comprometido a ofrecer al consumidor de su jurisdicción un servicio público de alta calidad, la obligación del servicio público. La revolución de las tecnologías electrónicas y de la información ha hecho práctico separar los diversos elementos del servicio e introducir diferentes grados de competencia en estas industrias.

Se cree que la operación eficiente y económica de la industria del gas natural en la Unión Europea es importante para mejorar la competitividad de las industrias que consumen energía, para beneficio de todos los consumidores y para contribuir a la mejora del medio ambiente. Las innovaciones en la industria de las turbinas de gas en los últimos 20 años, que han hecho posible la existencia de centrales eléctricas de utilización flexible, de bajo coste y con eficiencias netas de combustible cercanas al 60% en los modelos más avanzados (en comparación con las eficiencias del 35 al 40% de las centrales de carbón y de petróleo) han creado un importante mercado nuevo para el gas. Se ha producido un rápido crecimiento del consumo de gas natural, ya que es el combustible preferido para las nuevas centrales de generación de energía y para la cogeneración (producción simultánea de calor y energía). El aumento medio del consumo de gas para producción de electricidad en los 15 países de la UE entre 1992 y 1995 ha sido del 14% anual (Eurostat, 1997). Los pasos iniciados por la Comisión Europea para liberalizar el sector de la electricidad aumentarán la inversión de los productores privados de energía en las centrales de generación de energía alimentadas por gas y aumentarán sus demandas para obtener acceso a combustibles de precio competitivo.

Modelos para la liberalización de la industria del gas

Estados Unidos proporciona el primer prototipo de liberalización del gas (véase Cuadro 1). Diferentes acciones federales entre 1978 y 1992 transformaron la industria desde un conjunto de monopolios férreamente regulados a un mercado altamente competitivo. El impacto general sobre la sociedad se considera positivo.

Seguidamente se produjo la liberalización de la industria del gas en el Reino Unido, donde el Parlamento aprobó la privatización del monopolio nacional, British Gas, en 1985. La Ley del Gas de 1986 sentaba las nuevas normas para la industria privatizada y creaba un organismo regulador, el Ofgas. Se regularon las tarifas de los usuarios de menos de 68.000 m3 anuales pero los grandes consumidores pudieron negociar tarifas con BG. La Ley de la Electricidad de 1989 deshizo el servicio público eléctrico nacional y autorizó el uso del gas en las centrales de energía. En 1993, se obligó a la BG a separar sus actividades de mercado de las de transporte y en 1997 la empresa decidió escindirse en Centrica, la empresa destinada a la comercialización, y BG, la destinada al transporte. (Estrada, 1995 y Financial Times European Energy Report). Con los años, el mercado competitivo se ha hecho posible para otros grupos de consumidores, y es de esperar que llegue pronto a todos los usuarios.

La cantidad de gas transportada ha aumentado un 75% desde 1986. Los precios del gas en el Reino Unido bajaron sólo lentamente hasta la segunda mitad de 1995, cuando se produjo una gran rebaja en los sectores industriales, aparentemente coincidiendo con que la capacidad de producción aumentó más deprisa que la demanda. Desde la privatización de British Gas, se ha producido una bajada general del precio real del gas de un 25% aproximadamente para los pequeños usuarios y del 50% para los grandes consumidores (Stern, 1997). Lentamente va apareciendo un mercado del gas al contado. No obstante, los precios del gas en el Reino Unido pueden sufrir cierto aumento cuando se abra el nuevo gasoducto que conecta con Bélgica, permitiendo vender en un mercado continental de precios más elevados, aunque la liberalización de los mercados europeos y la competencia provocada por el gas británico puede reducir los precios allí también, y limitar por tanto cualquier tendencia alcista de los precios del gas en el Reino Unido.

Los impactos negativos de este proceso incluyeron una reducción de empleo en British Gas, de 91.500 trabajadores en 1986 a 67.000 en 1993 y 36.000 antes de la escisión de 1997. Presumiblemente, el empleo en nuevas empresas compensó parte de esta reducción. Los accionistas de British Gas iban teniendo buenos resultados hasta 1990 pero a partir de entonces, el precio de las acciones fue disminuyendo (recientemente se han recuperado). La salud futura de muchos suministradores de gas en competencia no es segura; es probable que los mejor preparados se beneficien a costa de las empresas más débiles. El éxito del gas natural para entrar en la industria de las eléctricas tiene su reflejo en el declive de la minería del carbón (probablemente no afectada fuertemente por la desregulación del gas per se). (Robinson, 1994 y Stern, 1997).

Algunas cuestiones por solucionar son:

Determinar si se puede mantener la calidad del servicio, especialmente para los pequeños usuarios.

Resolución de las compromisos establecidos en los contratos a largo plazo de pago forzoso asumidos por British Gas cuando tenía la obligación de ofrecer un servicio público que llegara al 100% del mercado.

En síntesis, la liberalización de la industria en el Reino Unido fue capaz de incrementar el suministro de gas en respuesta a la demanda, pero sólo se lograron reducciones significativas en el precio del gas varios años después de que hubiera muchos suministradores en el mercado, y las reducciones del precio no se distribuyeron de forma equitativa entre los distintos tipos de usuarios. Se han producido algunas pérdidas en empleo local, aunque no en todo el sector ni en toda la economía, y también han perdido algunos accionistas.

Cuadro 1. La experiencia de Estados Unidos

La Federal Power Commission (posteriormente, Federal Energy Regulatory Commission, FERC) fue autorizada para regular los precios interestatales del gas a pie de yacimiento y en gasoducto desde 1954. La presión para rebajar los precios condujo a una insuficiente exploración y producción, que dio origen a una disminución del suministro en los años 70, que coincidió con los sobresaltos en el precio del petróleo. La Ley para la Política sobre Gas Natural (1978) inició la desregulación del precio del "nuevo" gas y exigió gasoductos interestatales para transportar el gas a los distribuidores locales. En el ambiente de crisis de entonces, en el que se barruntaban cortes en el suministro de petróleo y de gas y escalada de precios a largo plazo, las empresas de los gasoductos negociaron con los productores contratos de pago forzoso a largo plazo a precios elevados. Cuando los precios del petróleo se hundieron en 1986, se produjo un sobreexceso de gas, la llamada "burbuja de gas", y los precios cayeron. Mientras tanto, en 1984-1985, la FERC había ordenado a todos los gasoductos que permitieran el paso a todos los transportistas (incluyendo al mercado al contado) en un régimen no discriminatorio, pero no había exonerado a los gasoductos de los contratos de pago forzoso (después sí se produjo cierto alivio). En 1992 la FERC ordenó separar totalmente la producción, el almacenamiento, el transporte y las ventas, esta vez protegiendo a los gasoductos de los costes de la transición. Estados Unidos también se abrió a las importaciones de gas de Canadá, que actualmente suponen el 13% del consumo nacional.

El resultado de este proceso ha sido unos precios medios del productor relativamente estables desde 1987 con un suministro de gas abundante, y la caída de los precios para los grandes consumidores industriales y para los pequeños que poco a poco se han trasladado casi completamente al mercado al contado. Han aparecido dos "centros" importantes para el almacenamiento y la venta de gas con infraestructuras totalmente informatizadas para llevar el control en tiempo real del precio de las cotizaciones y de las ventas de futuros, la capacidad de contrato no utilizada de los gasoductos y otros instrumentos para mejorar la flexibilidad y reducir al mínimo los riesgos de los grandes consumidores. Los precios al contado son bastante volátiles y cuando hace mucho frío se producen incrementos extremos. A causa de la afortunada coincidencia de los suficientes recursos y las mejoras en las tecnologías de suministro, así como de la infraestructura financiera y de ingeniería anteriormente mencionada, nunca se ha puesto a prueba la respuesta de este tipo de mercado del gas frente a las limitaciones del suministro.

El mercado del gas en la UE

Los gobiernos continentales y las industrias nacionales del gas han respondido muy lentamente a las propuestas de reforma del mercado. Sus situaciones son bastante diferentes de los modelos mencionados anteriormente. Mientras que Estados Unidos y el Reino Unido son bastante autosuficientes en recursos, en el Continente solamente Holanda y Dinamarca lo son. Alrededor del 43% del suministro de gas en la UE se importa de las empresas nacionales de gas de Rusia, Argelia o Noruega controladas por el Estado. Las industrias privadas competitivas americanas o británicas que han separado sus actividades contrastan con los monopolios de transporte de todas, excepto de Alemania e Italia, y el predominio de las empresas nacionales de gas de integración vertical. Los diversos gobiernos de la UE regulan sus industrias del gas de formas bien diferentes y con prioridades algo distintas, dificultando la creación de un terreno de juego uniforme y de reglas comunes para la industria del gas en la UE.

Algunos Estados Miembros de la UE han empezado a dejar libertad a sus compañías eléctricas de servicio público para comprar gas a otros vendedores distintos del gasoducto de monopolio local. La situación en Alemania merece una atención especial por ser el mayor usuario de gas de la UE y país de paso para la mayor parte del gas ruso. La industria del gas se encuentra en el sector privado. Aunque en principio las empresas de gasoductos pueden competir, en la práctica Ruhrgas ha dominado la industria. En los últimos años, Wingas, un socio de BASF (la gran empresa química) y Gazprom (el enorme monopolio de gas ruso) han construido gasoductos competitivos y se han convertido en competidores reales para Ruhrgas. En la tabla 1 se resume la situación de la industria del gas en los principales países consumidores.

Tabla 1. Resumen de la situación de la industria del gas en los principales países consumidores de la UE. Eurostat, 1997

borderColorLight=#e3e3e3 cellSpacing=0 width="85%">

size=2>País

Precio*

en 1996 ECU/GJ

% de

importación
en 1996

% de gas

para electricidad en 1995

size=2>Comentarios

Bélgica

3,16

100

17,4

Distrigaz, la empresa nacional

de gas, está parcialmente privatizada. Bélgica es un centro de gas para

Europa.

Francia

2,68

93

1,9

GdF es el monopolio del sector

público.

Alemania

3,90

79

12,1

Industria competitiva del

sector privado. Véase el texto anterior.

Italia

3,26

65

19,7

En vías de privatización de

SNAM, la empresa nacional de gasoductos, y AGIP, el productor nacional de

gas y petróleo.

Holanda

2,80

10

26,1

Gasunie (50% estatal / 50%

privada) tiene el monopolio de gasoductos, pero los competidores son

inminentes.

España

3,12

95

8,4

Gas Natural es el monopolio

estatal privatizado. El gobierno tiende a la

liberalización.

Reino Unido

1,97

2

14,8

Privatizado y liberalizado.

Véase el texto anterior.

UE de los 15

2,99

43

16,0

* Precios medios para industrias grandes sin impuestos.

En la Tabla 1 se observa que, excepto en el Reino Unido donde la liberalización es total, hay poca correlación entre el precio del gas y la estructura industrial o la producción nacional. En efecto, los precios del gas industrial más bajos del continente parecen darse en Francia, cuya producción nacional es pequeña y el monopolio nacional del gas quizás sea el mayor. Se observa que el precio del gas para los consumidores particulares en Francia y Alemania se encuentra en un tramo medio.

La Directiva sobre Reglas Comunes para el Mercado Interno del Gas

La UE ha redactado una directiva que liberaliza parcialmente el mercado interno del gas (Consejo de la UE, 1997). La directiva obliga a los Estados Miembros a que la hagan efectiva para el año 2000. En ese momento, los productores de electricidad y los consumidores industriales con un gasto anual de gas superior a 25.000 metros cúbicos podrán elegir el suministrador, que podrá ser diferente al distribuidor de gas local. Cada Estado Miembro tiene que reservar hasta un 20% o más de su mercado del gas para acceso a terceros, reduciendo el umbral de utilización de los consumidores industriales si es necesario. Al cabo de 5 años la apertura del mercado debería incrementarse hasta el 28% y al 33% después de 10 años. Sería necesario que el sector del transporte del gas se comprometiera a mantener una contabilidad separada y transparente para la producción y distribución del gas y para el transporte, y a hacer públicos y no discriminatorios los precios para los servicios separados. La directiva autoriza a los Estados Miembros a adjudicar demandas de contratos de pago forzoso en caso de grandes impactos financieros y a crear excepciones si las obligaciones del servicio público se encontraran en situación de riesgo. También se prevén excepciones en las regiones en las que el suministro del gas se haya implantado recientemente o cuando no existan suministradores en competencia. La Unión Europea, después de muchos años intentándolo, ha dado el primer paso hacia el Mercado Común del Gas.

Austvik (1997) ha analizado el probable impacto de esta liberalización en los precios. Predice que, mientras el número de suministradores de gas siga siendo pequeño y la oferta y la demanda del gas estén razonablemente equilibradas, los precios del gas se fijarán en gran medida por la competencia con combustibles alternativos, como pasa ahora. Esto se ve confirmado por las recientes predicciones de la industria citadas por Financial Times. Si se produjera una situación de sobresuministro que produjera un mercado de compradores, como ocurrió en Estados Unidos y en el Reino Unido, la competencia gas-gas bajaría los precios. Austvik afirma que este mercado también se encuentra afectado significativamente por la falta de uniformidad en los impuestos sobre los combustibles en los Estados Miembros.

El debate sobre un Mercado Interno del Gas en la UE

Mientras que en Europa Occidental las industrias de los gasoductos están físicamente integradas en un entramado bien estructurado, la Comisión Europea no ha sido capaz de crear un mercado interno del gas armonizado con un comercio libre a través de las fronteras nacionales y con regulaciones nacionales coherentes. Un punto de fricción importante parece haber sido el grado de acceso a terceros que hay que reservar para utilizar los gasoductos existentes para transportar el gas, o desde otro punto de vista, el grado en que se estimulará la competencia en el mercado a corto plazo con preferencia a los contratos de pago forzoso (es decir, contratos que requieren el pago del gas incluso aunque el comprador decida no utilizarlo) que incide en los compromisos a largo plazo.

Se argumenta que la consecución de diversas fuentes de importaciones de gas para satisfacer la creciente demanda requiere conseguir grandes cantidades de capital para construir grandes gasoductos o instalaciones de gas natural licuado (GNL). Los préstamos para la financiación de estos grandes proyectos sólo pueden realizarse mediante contratos de ventas a largo plazo. La adecuación de los flujos de inversión en un mercado de precios baratos con cierta inseguridad en los precios es una preocupación que puede afectar a las obligaciones como servicio público. Otra cuestión a considerar es la protección frente a las interrupciones en el suministro. Algunos de estos obstáculos a superar aparecen siempre en los programas de liberalización de los servicios públicos (por ejemplo, la obligación que tienen las compañías telefónicas de dar un servicio universal) y pueden abordarse de diferentes maneras, con diferentes grados de eficiencia y eficacia. Otras cuestiones por solucionar son:

El impacto de los contratos de pago forzoso para las empresas de gasoductos en caso de que la regulación sufra cambios importantes.

Una estructura de impuestos adecuada para las ventas de gas dentro de la UE, teniendo en cuenta el modo en que las diferencias entre los sistemas fiscales nacionales podrían afectar a la competencia entre combustibles.

Los diferentes puntos de vista de los Estados Miembros de la UE que son productores netos y los que son consumidores netos.

La conveniencia de un organismo regulador del gas en toda Europa en caso de que se cree un mercado común del gas.

Horizonte a largo plazo

La directiva del gas parece catalizar cada vez más la convergencia de las políticas del gas en los Estados Miembros y promover a nivel general la eficiencia del mercado y la seguridad del suministro. Cada Estado Miembro es libre para llegar a la liberalización del mercado del gas a la velocidad que quiera y hasta el grado que desee según su interés nacional. Si la mayoría de los estados consumidores de gas siguieran políticas coordinadas de liberalización rápida, se crearía de hecho un mercado interno del gas en la UE. La eficiencia de este mercado tiene mayores probabilidades de mejora si se consigue establecer un conjunto homogéneo de impuestos sobre los combustibles en toda la UE.

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Palabras clave

liberalización del mercado, regulación del gas natural, mercado europeo del gas, política energética

Referencias

Austvik, O.G., Energy Policy, vol.25, no.12, pág. 997-1012, 1997.

EIA, Departamento de Energía de EE.UU., Natural Gas 1996 Issues and Trends, DOE/EIA-0560(96), 1996.

Estrada, J., Moe, A., y Martinsen, K.D., The Development of European Gas Markets: Environmental, Economic and Political Perspectives, John Wiley, 1995.

Directiva 98/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 22 de junio de 1998 referente a reglas comunes para el mercado interno del gas natural, Boletín Oficial L204, 21/07/1998, pág.0001

Eurostat, Oficina Estadística de la Comisión Europea, 1996 y 1997.

Financial Times, Informe Europeo sobre la Energía, 1996, 1997 y 1998.

Robinson, C., Liberalization of the Energy Market: A Favourable Supply-side Shock for the UK Economy?, Centro de Economía de la Energía de Surrey, Universidad de Surrey, 1994.

Stern, J.P., Energy Policy, vol. 25, no.4. pág. 387-392, 1997.

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Irving Spiewak, IPTS

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Sobre los autores

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Irving Spiewak tiene el título de Master of Science en Ingeniería Química del Instituto de Tecnología de Massachusetts. Antes de incorporarse al IPTS como Científico Visitante, especializado en vigilancia tecnológica de energía térmica solar y otras energías renovables, trabajó como investigador científico y gestor de programas en el Laboratorio Nacional de Oak Ridge, EE.UU., y como investigador científico en el Weizmann Institute of Science, Israel. Sus investigaciones incluyen el campo de la energía/medio ambiente.

Antonio Soria es doctor en Ingeniería Energética. Ha trabajado en el CCI en las sedes de Sevilla e Ispra. Sus principales áreas de estudio se relacionan con las tecnologías energéticas, la economía de la energía y las implicaciones medioambientales del uso de la energía.

Stéphane Isoard tiene el título de máster en Modelos Económicos y un post-máster (DEA) por la Universidad de París I Panthéon-Sorbonne en Economía Matemática y Econometría. Antes de ingresar en el IPTS, realizó estudios de evaluación de la política energética pública y de implementación de modelos macro-económicos, dentro del grupo de investigación ERASME (École Centrale, París) relacionado con los proyectos del Commissariat Général du Plan. Actualmente está realizando una tesis doctoral sobre Modelos de Difusión de Nuevas Tecnologías Energéticas (particularmente energías renovables) e investigando en el análisis cuantitativo de la política de I+D energética.