Arnaldo Orlandini_Máster EID_Trabajo de investigación_septiembre2011_F1

El desarrollo del mercado internacional de gas
natural licuado (GNL). Liquidez y convergencia
de precios: ¿hacia un mercado de commodity?
Trabajo de investigación de
Arnaldo Orlandini
Dirigido por
Prof. Rafael Fernández Sánchez
Máster en Economía Internacional y Desarrollo
Departamento de Economía Aplicada I
Facultad de CC. Económicas y Empresariales
Madrid, septiembre 2011

Resumen
Contrariamente a lo que sucede con el petróleo, el mercado de gas natural tiene
todavía un carácter regional. En Norteamérica y Reino Unido se comercializa como
una commodity líquida, pero en Europa continental y Asia predominan los contratos de
importación a largo plazo con fórmulas de precio indexadas al petróleo. Sin embargo,
un número creciente de académicos y observadores mantiene que el desarrollo del
comercio de gas natural licuado (GNL) puede jugar un papel determinante para
superar esta situación, abriendo la vía a la creación de un mercado global de gas
natural. El primer paso, que ya estaría en fase de realización, es la transformación del
GNL en un mercado de commodity. El objetivo del trabajo es evaluar los méritos de
esta tesis. Para ello, se exploran los rasgos del comercio internacional de GNL y se
analizan empíricamente su liquidez y su influencia como equilibrador inter-regional de
precios. El estudio finaliza esbozando un escenario plausible alternativo.

3
Índice
1. Introducción ................................................................................................. 1
2. La organización mundial del mercado de gas natural.................................. 2
2.1. Estructura regional: distintos paradigmas ............................................. 2
2.1.1. América del Norte....................................................................................3
2.1.2. Europa Continental y Reino Unido...........................................................3
2.1.3. Asia-Pacífico............................................................................................5
2.2. Rasgos configuradores del paradigma tradicional ................................ 7
3. Desarrollo y características del mercado de GNL........................................ 9
3.1. Desarrollo del comercio internacional de GNL ...................................... 9
3.1.1. Orígenes..................................................................................................9
3.1.2. El resurgimiento de los noventa y la fase actual ....................................10
3.2. Características actuales del comercio internacional de GNL .............. 13
4. Evidencias de un cambio de paradigma en el mercado de GNL ............... 16
4.1. Convergencia de precios entre los grandes mercados regionales del
gas ............................................................................................................ 16
4.1.1. Contexto del Análisis .............................................................................16
4.1.2. Análisis de los datos y presentación de los resultados ..........................19
4.2. Grado de liquidez del GNL: intercambios al contado y a corto plazo .. 22
4.2.1. Contexto del análisis..............................................................................22
4.2.2. Análisis de los datos y presentación de los resultados ..........................24
4.3. Implicaciones del análisis empírico: ¿Mercado de commodity o
“estrategia de cartera”? ................................................................................ 25
5. Conclusiones ............................................................................................. 29
Bibliografía ....................................................................................................... 31
Apéndice .......................................................................................................... 34

1
1. Introducción
En los últimos treinta años el mercado del petróleo se ha convertido en un mercado
global de commodity. A comienzos de los ochenta, la industria petrolífera vio la rápida
desaparición de los contratos a largo plazo en favor de un sistema de transacciones al
contado o a corto plazo, con precios fijados en base a unos crudos de referencia
internacional.
Por el contrario, el gas natural sólo ha llegado a ser un mercado líquido y competitivo
en América del Norte y el Reino Unido, en ambos casos sobre la base de una
abundante dotación de recursos nacionales. En Europa continental y en el área del
Pacífico el desarrollo de la industria del gas ha estado basado principalmente en
importaciones, a través de gasoductos o en forma de gas natural licuado (GNL), bajo
contratos a largo plazo y con fórmulas de precio vinculadas al petróleo. Además, por
razones técnicas y económicas, el mercado del gas está lejos de alcanzar el carácter
globalizado del petróleo, donde los flujos físicos no conocen barreras geográficas y
determinan la existencia de un precio internacional del petróleo. A nivel mundial, el gas
natural se presenta como la suma de tres grandes mercados “regionales” (Europa,
Norteamérica, Asia-Pacífico) con limitada interacción entre ellos.
Sin embargo, varios académicos y analistas (IEA, 2008; Stern, 2009; De Jong et al.,
2010; Stern y Rogers, 2011) sostienen que estamos asistiendo a una creciente
convergencia e integración de los mercados regionales de gas natural, que preludia la
formación de un mercado global con características similares a las del petróleo. Entre
las razones que explican este cambio de paradigma, estos autores atribuyen un papel
determinante, aunque no exclusivo, al crecimiento impetuoso que está registrando el
comercio de GNL y a las transformaciones que lo están acompañando.
Efectivamente, en la última década, gracias a los progresos tecnológicos y la
disminución de los costes, el GNL ha llegado a tener un alcance prácticamente global,
permitiendo que la mayoría de los importadores puedan abastecerse de forma
económica mediante GNL. Además, los buques de GNL pueden ser fácilmente
redirigidos entre diferentes destinos, en función de los diferenciales de precio entre los
mercados regionales, equilibrando los precios. Asimismo, el volumen de las
transacciones de GNL y la cuota de éstas que se realizan a corto plazo han crecido
considerablemente.
¿Pero tienen estos cambios la profundidad y el alcance necesarios para transformar el
GNL en un mercado de commodity, basado en transacciones globales al contado o a
corto plazo, con uno o pocos precios de referencia internacional? Esta es la pregunta

2
que nos proponemos contestar en el presente estudio. Como se verá, la evidencia
empírica que aportamos en el trabajo indica que el potencial transformador del GNL
puede haber sido sobrestimado y sugiere un escenario evolutivo más complejo. Si se
considera que el gas natural se acredita como el “combustible puente” hacia las
fuentes energéticas limpias y renovables (IEA, 2011b), la importancia de estas
conclusiones para la economía internacional resulta evidente.
El resto de este trabajo está organizado como sigue. En el segundo apartado se
describe la estructura mundial del mercado del gas, sus regiones y distintos
paradigmas. En el tercero examinamos la evolución histórica del comercio
internacional de GNL, centrándonos en los principales cambios ocurridos en la última
década. En el cuarto se evalúan la profundidad y el alcance de dichos cambios,
sometiendo la convergencia de precios y el grado de liquidez alcanzados por el
mercado de GNL a un análisis empírico; una vez comprobado que estos indicadores
no corroboran la tesis de una transformación en mercado de commodity, se esboza un
escenario alternativo. Por último, se exponen las principales conclusiones del trabajo.
2. La organización mundial del mercado de gas natural
2.1. Estructura regional: distintos paradigmas
A pesar de la evolución de la última década, que analizaremos con detenimiento más
adelante, el mercado del gas natural no está globalizado. A nivel mundial, dos tercios
del gas se consumen en el país donde se produce y más de la mitad de las
exportaciones de gas procede únicamente de cinco países (IEA, 2010). Estas cifras
muestran un grado de concentración significativamente superior al del petróleo crudo.
La concentración es aún mayor en el caso del gas natural licuado, dado que el 62% de
las exportaciones tiene su origen en sólo cinco países.
Actualmente, se pueden distinguir tres grandes áreas o mercados regionales del gas
natural: Norteamérica, Europa y Asia-Pacífico1
, con rasgos estructurales claramente
distintos y una muy limitada interacción entre ellos. Mientras que la región
norteamericana es sustancialmente autosuficiente, Europa y Asia Oriental dependen
en buena medida de importaciones vía gasoducto o GNL (Gráfico 1).
1
Una cuarta gran área de consumo es la de la ex Unión Soviética. Sin embrago, aquí la gran mayoría de
la demanda de gas está satisfecha por la producción doméstica y los intercambios intra-CEI: por un lado,
las ventas de Rusia a Bielorrusia, Ucrania y Moldavia y, por otro lado, las de Turkmenistán a Rusia y a las
otras repúblicas ex soviéticas de Asia Central. Estos intercambios sólo muy parcialmente, y no sin
conflictos, están sometidos a una lógica de mercado (Pirani, 2009).

3
2.1.1. América del Norte
La industria del gas norteamericana fue una de las primeras del mundo en
desarrollarse. Después de un largo periodo de intensa regulación, que se inició en
1938 con la Ley de Gas Natural y que incluyó una fase de fijación administrativa de los
precios a boca de pozo (1954 - 1978), durante la segunda mitad de los años 80 se
llevó a cabo una liberalización total del mercado del gas (Jensen, 2007).
En la actualidad, el gas y la capacidad de transporte se intercambian libremente como
una commodity. El sistema se ha desarrollado en torno a una serie de puntos de
intercambio o hub físicos, surgidos en el punto de conexión de tuberías que llevan el
gas de fuentes diferentes para luego distribuirlo a varias áreas de consumo. Uno de
los principales hub del país, situado en el sur de Luisiana y conocido como Henry Hub
(HH), debido a su posición y a los volúmenes de gas que allí confluyen, se ha
convertido en la pieza central del sistema norteamericano para la determinación del
precio del gas. De hecho, las cotizaciones del gas físico intercambiado en todo el
mercado norteamericano (EEUU y Canadá) utilizan el precio de HH como referencia.
Además, alrededor de HH ha surgido un mercado OTC extremadamente líquido donde
se intercambia “paper gas” y su precio es también la referencia (el “subyacente”) para
el mercado de futuros del gas en el New York Mercantile Exchange (NYMEX). Existe
también una red de hub menores (actualmente 28 en EE.UU. y 9 en Canadá), donde
el gas cotiza por diferencias respecto a HH, dependiendo de su posición geográfica y
otros factores contingentes de mercado (Cronshaw et al, 2008).
En suma, el precio del gas de todo el mercado al por mayor de Norteamérica está
determinado, en última instancia, por el juego de oferta y demanda que tiene lugar en
el HH, al contado y a futuro (EIA, 2003).
2.1.2. Europa Continental y Reino Unido
El desarrollo de la industria del gas en Europa continental está estrechamente
relacionado con la explotación de yacimientos super-gigantes. El primero fue el de
Groningen (Holanda), cuya producción permitió exportaciones a gran escala a partir de
la mitad de los ‟60. Para maximizar los ingresos de explotación, el estado holandés y
la empresa explotadora NAM elaboraron el concepto de “sustitución”, que de hecho
significaba paridad de precio con los productos petrolíferos al punto de consumo.
Dicho concepto reemplazó el principio del cost plus, hasta entonces prevalente en el
sector de gas natural, y se adoptó tanto para el mercado doméstico como para las
exportaciones (Correljé et al, 2003). En otras palabras, el precio del gas quedaba
vinculado al de los combustibles alternativos en el mercado final (típicamente: el
gasóleo para los pequeños consumidores y el fuel-oil para los grandes), fijando el nivel

4
absoluto en línea o ligeramente por debajo – a paridad de poder energético – de los de
dichos combustibles. Esto permitía, por un lado, que el gas se mantuviese
constantemente competitivo frente a los combustibles entonces dominantes y, por otro,
garantizaba al vendedor ingresos significativamente superiores a los que le hubiera
permitido el criterio del cost plus, dados los bajos costes de producción del campo de
Groningen.
Con respecto a las exportaciones, el concepto de “sustitución” se concretó en la
indexación del precio del gas a una canasta de productos petrolíferos cuya
composición porcentual reflejaba, grosso modo, las cuotas de mercado de los mismos
en el mercado de destino. Además, se introdujo un esquema contractual que incluía
los siguientes elementos:
 una duración de largo plazo, en el orden de los 20-30 años, con "ventanas"
para la revisión periódica de los precios y posibles ajustes de la fórmula de
precio (en general cada 3 años);
 cláusulas de take-or-pay, es decir, la obligación para el importador de retirar
una cantidad mínima prefijada del volumen anual contratado (normalmente
correspondiente al 80-90% de dicho volumen)2
;
 el criterio del net back pricing: el precio de exportación estaba basado en el
valor de mercado del gas en el país importador, neto de los costes de
transporte (hasta su frontera); en consecuencia, el precio de venta del gas
desde la frontera con Holanda variaba según el país de destino;
 cláusulas de destino regional, con las que se prohibía al importador re-exportar
el gas hacia terceros países3
.
En base al esquema arriba descrito, el exportador asumía el riesgo de precio pero, al
mismo tiempo, se aseguraba que éste siempre estuviese “alineado" con el del petróleo
crudo y sus derivados, lo que permitía al importador disponer de un "producto"
competitivo en el mercado final, independientemente de las posibles variaciones del
precio internacional del petróleo crudo. Por otro lado, la duración del contrato y sus
restricciones (en particular, el mecanismo take-or-pay) daban al exportador protección
frente al “riesgo de volumen”, un factor clave para hacer financieramente factibles las
2
En realidad, la cláusulas de take-or-pay son bastante más complejas, incluyendo normalmente la
posibilidad de pedir en años sucesivos la entrega del gas pagado pero no suministrado en un año dado y
otras formas de flexibilidad (Falcione, 2004).
3
A comienzos de los 2000, las cláusulas de destino fueron eliminadas de casi todos los contratos de
importación a largo plazo en Europa continental por presión de la Comisión Europea.

5
inversiones necesarias para los proyectos de explotación de los grandes yacimientos
(Estrada et al., 1995).
El modelo desarrollado e introducido por los holandeses sirvió, con ajustes marginales,
como punto de referencia para casi todos los contratos de importación en Europa
continental durante las cuatro décadas siguientes. Y no sólo para los contratos de
gasoducto, sino también para los de gas natural licuado: (i) las primeras exportaciones
de Rusia a Alemania, Austria, Francia e Italia en la década de 1970; (ii) el GNL de
Argelia a Francia y más tarde Bélgica, Grecia y España, así como las exportaciones
vía gasoducto a Italia, en los ‟80; (iii) el gas noruego desde los yacimientos de Ekofisk
y Statpipe; (iv) la nueva ola de contratos rusos, relacionada con el proyecto SGE IV, en
la década de 1980; (v) las exportaciones de Argelia a España y Portugal a través del
gasoducto del Magreb, (vi) el GNL de Nigeria, Egipto y Catar a partir de la mitad de los
‟90; (vii) las nuevas exportaciones noruegas a varios países del noroeste europeo; (viii)
las exportaciones del Reino Unido al continente a través de los dos gasoductos
submarinos actualmente existentes; (ix) y, por último, las exportaciones de Libia a
Italia que empezaron en la primera mitad de los 2000.
En su conjunto, actualmente en Europa continental cada año se importan 250-280 mil
millones de metros cúbicos (bcm, en sus siglas en inglés) bajo las condiciones arriba
descritas. A pesar de la rigidez de dichas condiciones, las cláusulas de revisión
permiten, en principio, adaptar los precios a los cambios ocurridos en el mercado.
El Reino Unido representa un caso particular en Europa, dado que actualmente cuenta
con un mercado del gas completamente liberalizado, con muchos rasgos en común
con el de EEUU. La transición desde un monopolio nacional (British Gas), a un
mercado de commodity, tendencialmente líquido y competitivo, tuvo lugar en poco más
de una década, a partir del Gas Act de 1986 (Wright, 2006). En este caso las medidas
liberalizadoras se pudieron aprovechar, por un lado, de un excedente de oferta de
producción doméstica procedente del Mar del Norte (por lo menos hasta el 2004) y,
por otro, de una creciente demanda nacional de gas para generación eléctrica. Al por
mayor, el gas se comercializa según mecanismos similares a los de EEUU, aunque en
el sistema británico existe un solo hub, el National Balancing Point (NBP), un punto de
intercambio virtual creado por vía regulatoria.
2.1.3. Asia-Pacífico
A su vez, la industria del gas en Asia oriental se ha desarrollado a partir de
condiciones peculiares, distintas tanto del modelo norteamericano como del
europeo. Sin embargo, sus características esenciales la acercan mucho más al

6
segundo. Dada la naturaleza insular de las áreas históricas de consumo en Asia
Oriental (Japón, Corea del Sur y Taiwán), el abastecimiento de gas ha estado
garantizado por importaciones de gas natural licuado.
Después de las primeras importaciones desde Alaska en 1969, a precios
determinados por los costes del proyecto, Japón, el mercado clave del Pacífico, pasó a
establecer contratos a largo plazo con proveedores del sudeste asiático (Indonesia,
Brunei y Malasia). Los precios se indexaron al petróleo crudo (más en concreto, a la
canasta de crudos utilizados en el mercado nipón, la así llamada Japanese Crude
Cocktail), que entonces representaba más del 75% de la energía primaria consumida
en el país. La fórmula de precios japonesa fue adoptada sucesivamente por Corea del
Sur y Taiwán y, en años más recientes, también por China e India (Morikawa, 2008).
Gráfico 1. Estructura mundial de los mercados del gas natural.
Fuente: elaboración propia a partir de IEA (2010).

7
2.2. Rasgos configuradores del paradigma tradicional
Las regiones de América del Norte y Reino Unido cuentan con unas características
específicas que han permitido, bajo el impulso de enérgicas políticas liberalizadoras, el
desarrollo de un mercado de commodity. La primera de estas características, y con
creces la más importante, es que disponen de una abundante dotación de gas natural.
Gracias a ello, América del Norte fue autosuficiente hasta el final del siglo pasado y el
Reino Unido fue incluso exportador hasta 2004. Además, la geología de América del
Norte (con excepción del Mar de Beaufort), así como la plataforma continental del
Reino Unido, se caracterizan por la ausencia de yacimientos gigantes y la presencia
de un gran número de campos de tamaño medio y pequeño, cuya explotación es
económicamente factible con inversiones relativamente limitadas por parte de una
pluralidad de operadores.
En ausencia de estas condiciones particulares, el comercio de gas, a diferencia del
caso del petróleo, ha sido tradicionalmente organizado de acuerdo con principios muy
alejados de los que determinan el funcionamiento del mercado de petróleo o de
cualquier otra commodity. Frente a la liquidez y la competencia (oligopólica) entre
empresas que caracteriza a estos mercados, la industria del gas se ha organizado,
tanto en Europa como en Asia, en torno a los siguientes elementos, en buena medida
complementarios entre sí:
 Por el lado de la exportación, pocos países suministradores y grandes
empresas petrolíferas nacionales e internacionales (NOC y IOC, según sus
siglas en ingles) liderando la explotación de los principales yacimientos
 Por el lado de la importación, grandes consumidores con nula o escasa
producción doméstica y grandes operadores nacionales dominadores del
mercado interno y casi únicos responsables del aprovisionamiento externo;
 Intercambios basados en contratos de largo plazo indexados al petróleo, para
garantizar la distribución de los riesgos y el retorno de la inversión, con
condiciones específicas negociadas bilateralmente entre grandes empresas
exportadoras e importadoras, con la participación (directa o indirecta) de
actores e intereses políticos.
La razón principal que explica este modelo o paradigma de organización radica en la
especificidad de la estructura de costes de los proyectos gasistas, que, a su vez,
dependen de la naturaleza de un combustible con bajo contenido energético respecto

8
al crudo4
. Normalmente, producir gas y llevarlo al mercado requiere proyectos de gran
envergadura que se caracterizan por costes fijos muy altos y costes variables
relativamente bajos. Esto implica la necesidad de que las infraestructuras de
transporte y almacenamiento operen a plena capacidad, para que los altos costes fijos
puedan distribuirse sobre el volumen de producto más amplio posible y los beneficios
no disminuyan de manera exponencial.
De lo anterior se derivan tres cuestiones importantes. En primer lugar, esa
especificidad exige el desarrollo de un sistema estable y estructurado de riesgo
compartido. En este sistema, como hemos visto al analizar los mercados de Europa
continental y Asia oriental, la pieza central es el contrato a largo plazo –generalmente
de 20 años o más- entre comprador y vendedor de gas conocido como “Sale and
Purchase Agreement” (SPA), con su conjunto de cláusulas take-or-pay y precio
indexado al petróleo que se resume en la frase "el comprador asume el riesgo de
volumen y el vendedor el riesgo de precio" (Jensen, 2007).
En segundo lugar, dicha estructura de costes y riesgos ha motivado, por el lado de la
demanda, el desarrollo de regulaciones nacionales basadas en el principio del
monopolio natural, que en Europa y Asia se han mantenido sin apenas cambios hasta
los primeros años noventa. Estas regulaciones han inhibido la competencia en el
interior de los mercados domésticos y han servido de base para la creación de
grandes campeones nacionales, únicos encargados de negociar las condiciones de
intercambio con las grandes empresas de los países exportadores. En estos últimos
años, los procesos de liberalización han dado lugar a un escenario algo más complejo,
pero no deja de ser significativo que los viejos monopolios nacionales siguen
conservando, en gran medida, sus antiguas posiciones de dominio, desde la
importación a la comercialización al por menor (DG TREN, 2007).
En tercer lugar, la estructura de costes ha impuesto lo que en la industria se conoce
como la “tiranía de la distancia” (McLellan, 1992). A diferencia de otros productos, el
comercio de gas está sometido a importantes límites geográficos, especialmente
cuando éste se desarrolla a través de gasoductos. Así se explica la regionalización de
los intercambios y la escasa interacción que históricamente ha habido entre ellos. Las
diferentes formas de organización del sector que se han desarrollado en cada una de
las grandes regiones se han convertido a su vez en barreras institucionales que han
reforzado aún más la tendencia hacia la regionalización.
4
El petróleo crudo contiene en promedio de 35.670 millones de BTU por metro cúbico. El gas natural, a
presión y temperatura ambiente, tiene aproximadamente un contenido energético en BTU mil veces
inferior (IEA, 2009).

9
En lo que respecta al caso específico del gas licuado, debe destacarse que, si bien su
comercio permite relajar la “tiranía de la distancia”, sus características generales no
difieren esencialmente de las que afectan al conjunto del sector. Como ocurre con el
gas transportado por gasoducto, la venta de GNL es el resultado de un proyecto de
explotación comercial enormemente complejo, cuyo éxito o fracaso depende del
eslabón más débil de una larga cadena de grandes inversiones. Los principales
eslabones de esta cadena son: el desarrollo del campo, un eventual gasoducto hacia
la costa, la planta de licuefacción, el transporte mediante buques metaneros y su
recepción en la terminal de regasificación. Cada una de estas fases es intensiva en
capital. Además, mientras que las inversiones son adelantadas casi por entero, los
ingresos no empiezan a fluir hasta que el proyecto se ha completado. Por lo tanto,
cualquier retraso en cualquier parte de la cadena afecta negativamente la tasa interna
de retorno del proyecto.
Por este motivo, es importante destacar que dentro del paradigma tradicional de
organización del sector que se ha descrito anteriormente, el GNL ha representado
simplemente una modalidad de exportación alternativa, cuando era aplicable, a la del
gasoducto, según la misma lógica industrial y contractual5
. Sin embargo, a lo largo de
la última década, su aplicabilidad económico-técnica ha sido extendida
considerablemente gracias a los progresos tecnológicos y su difusión se ha visto
favorecida por cambios regulatorios y comerciales en los mercados del gas, hasta el
punto de que se ha extendido la idea de que ha dado comienzo un proceso irreversible
de trasformación del comercio internacional de GNL, que tiende a “escapar” a la lógica
imperante en los paradigmas tradicionales para convertirse en una commodity con
“vida propia”. Este será el tema que abordaremos en los apartados siguientes.
3. Desarrollo y características del mercado de GNL
3.1. Desarrollo del comercio internacional de GNL
3.1.1. Orígenes
La viabilidad del transporte del GNL en buques cisterna se comprobó por primera vez
en 1958 con el viaje del “Pionero del Metano” desde Lake Charles en Luisiana a
Canvey Island en el Reino Unido6
. La primera operación comercial - el proyecto
CAMEL - para entregar gas argelino al Reino Unido y Francia, tuvo lugar en 1964. En
1969 existían ya tres contratos de abastecimiento: una de Argelia a Francia, otro de
5
El GNL ofrece una mayor flexibilidad para el intercambio que el transporte a través de gasoductos, que
tiende a vincular en una relación bilateral proveedor y comprador.
6
El proceso licuefacción consiste en someter el gas natural a temperaturas bajas y presiones altas
produciendo con esto un líquido. En forma líquida el gas natural ocupa un volumen aproximadamente 600
veces inferior, haciendo económica y técnicamente factible su transporte en buque.

10
Libia a Italia y España, y un tercero de la ensenada de Cook en Alaska a Japón, el
primero del Pacífico (Jensen, 2009).
A partir de los primeros años ‟70, se iniciaron los envíos de gas argelino a la costa este
de Estados Unidos (terminales de Cove Point en Maryland y de la isla de Elba en
Georgia). Los volúmenes crecieron de forma constante hasta el final de la década,
engendrando un desarrollo temprano del comercio de GNL en la Cuenca del Atlántico.
Esto acaeció durante un período de cambios sin precedentes en los mercados
energéticos internacionales: las dos crisis del petróleo, y la nacionalización
generalizada de las áreas de exploración y producción que en los países de la OPEP
se habían dado en concesión a las empresas petrolíferas internacionales (IOC, según
sus siglas en inglés).
En 1979 hubo un pico del comercio de GNL en el Atlántico, con un 44% del total
mundial. Los EE.UU. tenían una cuota (de importaciones) del 21%, más del doble que
Francia, el segundo mayor importador de la cuenca del Atlántico. Sin embargo, a
comienzos de los ‟80, mientras las importaciones de GNL en Europa siguieron
creciendo, aunque de forma lenta, las importaciones de América del Norte, debido a
los efectos de la reestructuración de la industria del gas mencionada anteriormente, se
contrajeron fuertemente, produciendo de hecho el debilitamiento del comercio en la
Cuenca del Atlántico, que tan sólo unos años antes parecía destinado a un florido
crecimiento.
Con la desaceleración sustancial del comercio atlántico, el interés por el GNL se
desplazó hacia el Pacífico. Japón abrió la vía. Después de haber experimentado dos
crisis del petróleo en la década de 1970, el país del sol naciente aumentó las
importaciones de GNL desde el sudeste de Asia, especialmente de Indonesia, con el
objetivo de reducir significativamente su dependencia del petróleo procedente de
Oriente Medio. En 1986, Corea del Sur y, en 1990, Taiwán se unieron a Japón como
importadores, quedando garantizado su aprovisionamiento por Indonesia, Abu Dabi,
Malasia y Australia.
En 1997, Japón, Corea y Taiwán representaban el 76% de las importaciones
mundiales de GNL y las seis utilities eléctricas y gasistas con sede en Tokio, Osaka y
Nagoya más del 50% de su comercio.
3.1.2. El resurgimiento de los noventa y la fase actual
A pesar de que el área del Pacífico, en términos de volúmenes, todavía conserva
sólidamente la primacía en el comercio de GNL (Gráfico, 2), la segunda mitad de la
década de los ‟90 vio el resurgir de EE.UU y de los mercados europeos de GNL. La

11
cuenca del Atlántico volvió convertirse en el faro del crecimiento del mercado de GNL,
gracias también a rasgos comerciales novedosos que examinaremos en detalle más
adelante.
Gráfico 2. Importaciones de GNL por región (millones de metros cúbicos).
Fuente: elaboración propia a partir de BP (2011) y IEA (2010).
La puesta en marcha de nuevas plantas de licuefacción tuvo un papel clave: las de
Catar en 19977
- el proyecto “Qatargas 1" fue el primero de este tipo en Oriente Medio
en más de veinte años – y las de Trinidad y Nigeria en 1999. En conjunto, estas
plantas más que doblaron la producción de GNL potencialmente disponible para la
Cuenca Atlántica (GIIGNL, 2011).
El caso de Catar es particularmente interesante, tanto por la cantidad de gas licuado
proporcionada al mercado (actualmente el primer exportador mundial de GNL con
creces8
) como por su posición geográfica, que le permite abastecer de forma
competitiva tanto los mercados asiáticos como los europeos. Así que Catar ha venido
asumiendo un rol de “productor fluctuante”, parecido al de Arabia Saudita en el
mercado del petróleo.
7
Aunque inicialmente el GNL de Catar estaba destinado al mercado asiático, durante la fase de ejecución
los proyectos se adaptaron para servir también la creciente demanda de Europa y América del Norte.
8
Las unidades de proceso de las plantas de licuefacción se llaman “trenes” y una misma planta puede
comprender varios trenes. Actualmente, en Catar están activos 13 trenes, que en total tienen una
capacidad nominal de licuefacción de 69,2 millones de toneladas por año (GIIGNL, 2011).

12
A lo anterior se suman otras razones que explican el renovado crecimiento en la
Cuenca del Atlántico son muy variadas e incluyen:
 La incapacidad temporal9
de la producción de América del Norte para mantener
el ritmo de la demanda, que durante el invierno de 2000/2001 se manifestó en
un "shock” del precio del gas, volviendo a despertar el interés por el GNL
 La transición del Reino Unido de país exportador a importador neto de gas a
mediados de la década pasada;
 La impetuosa difusión de las plantas de ciclo combinado para la generación
eléctrica (destaca el caso de España, donde la generación eléctrica a gas
empezó a tomar fuerza en 1999 y ya en 2002 el país se había convertido en el
principal importador europeo de GNL )
 El creciente interés europeo por la diversificación del abastecimiento gasista,
con el objetivo de aliviar la excesiva dependencia de unos pocos grandes
proveedores (en particular, Rusia y Argelia)
Todos los factores arriba mencionados convergieron en la "tormenta perfecta" del
invierno de 2005/06. En América del Norte, los huracanes Katrina y Rita afectaron
gravemente la producción; en el Reino Unido, la transformación en importador neto
fue inesperadamente brusca; las malas condiciones hidrológicas en España crearon
una demanda adicional de gas para las plantas de ciclo combinado (CCGT); y, por
último, hubo un invierno particularmente frío en Europa continental, lo cual disparó la
demanda de gas destinado a calefacción. El resultado fue una fuerte competencia por
los buques de GNL, con reflejos prácticamente inmediatos sobre el precio. El mercado
del GNL se convirtió rápidamente en un “mercado de vendedores”.
Una situación que se consolidó cuando, en julio 2007, un terremoto en Japón provocó
el cierre prolongado de la central de Kashiwazaki-Kariwa, el complejo nuclear más
grande del mundo, con una potencia instalada de 8,2 GW10
. La necesidad de
reemplazar la energía eléctrica de producción nuclear empujó la demanda de gas del
país, que llegó a ofertar precios al contado muy superiores a los de la Cuenca
Atlántica por recibir buques de GNL procedentes de otras regiones. En 2008, llegaron
a Japón buques de Argelia, Egipto, Guinea Ecuatorial, Nigeria, Noruega y Trinidad y
Tobago.
9
En los últimos 4-5 años, el desarrollo de la producción del gas de esquisto ha cambiado la situación.
Véase nota 18.
10
El cierre coincidió además con los primeros incumplimientos de contrato de Indonesia, durante años el
primer y más confiable proveedor de GNL del Pacífico, debido al declive de sus yacimientos.

13
Mientras que en junio de 2008, poco antes del colapso de los precios del petróleo (y
de todas las materias primas), el precio medio internacional del GNL estaba alrededor
de 12,30 $/MMBTU, el precio medio pagado por los consumidores de Asia se situaba
alrededor de 16,80$, y algunas cargas del área atlántica redirigidas a Japón llegaron a
rozar los 22$.
A partir de la segunda mitad de 2008, la caída de la demanda global de gas (-2,4% a
nivel global) y el auge de producción de gas no convencional en EE.UU., que ha
desplazado las importaciones de gas en el país, frenaron bruscamente la expansión
del GNL, produciendo las condiciones para un “mercado de los compradores”. Sin
embargo, los datos de 2010 indican una recuperación record del comercio
internacional de GNL (+21% respecto al 2009) y hacen probable una rápida vuelta a la
situación de mercado pre-2008.
3.2. Características actuales del comercio internacional de GNL
Como hemos visto, durante la década pasada, se han producido cambios estructurales
en el comercio internacional de GNL, con efectos importantes sobre los mercados del
gas natural en general.
En primer lugar, el comercio internacional de GNL se ha ampliado considerablemente.
Durante los 14 años transcurridos entre 1997 (año de puesta en marcha de la primera
planta de regasificación en Catar) y 2011, la tasa media de crecimiento del comercio
de GNL ha sido del 8,4%, mientras que en los 14 años anteriores había sido del 4,7%
(IEA, 2010). En 2010, las transacciones de GNL alcanzaron 275 bcm
(aproximadamente el 22% del comercio total de gas natural), con un ritmo de
crecimiento marcadamente superior al del gas comercializado por gasoducto.
Actualmente, existen en el mundo aproximadamente 360 bcm de capacidad de
licuefacción y 770 de regasificación, distribuidas respectivamente entre 18 y 23
países11
(IEA, 2011a y GIIGNL, 2011). Esta espectacular evolución está bien
representada en el Gráfico 3.
11
La capacidad de licuefacción global está distribuida de la siguiente forma: 37% en Asia-Pacífico, 33%
en Oriente Próximo y 30% en la Cuenca del Atlántico. Catar detiene actualmente casi un cuarto de la
capacidad total (GIIGNL, 2011).

14
Gráfico 3. Exportadores (en verde) e importadores (en rojo) de GNL en
1997.
2011
Fuente: elaboración propia.
En segundo lugar, el grado de interacción entre los mercados regionales de GNL ha
crecido sustancialmente. Esto se ha debido principalmente a los progresos
tecnológicos (entre los cuales destaca el incremento de la capacidad de carga de los
buques metaneros, que ha reducido los costes de transporte) y al surgimiento de un
“productor residual”, Catar, capaz de abastecer de forma competitiva tanto la Cuenca
Atlántica como la Pacífica. Por primera vez, en 2006, una cantidad significativa de
GNL procedente de la Cuenca Atlántica, aproximadamente 4,8 bcm (que entonces
representaba el 6% de su producción total), se destinó al mercado asiático. La
tendencia se aceleró bruscamente a finales de 2007, a consecuencia del mencionado
seísmo japonés, llegando a casi 13 bcm. Desde entonces, el papel destacado de Catar
se ha fortalecido y los intercambios Atlántico-Pacífico no han bajado de los 9 mil
millones (IEA, 2011).
En tercer lugar, el mercado de GNL ha registrado un importante incremento de
liquidez, medida como ratio entre las transacciones a corto plazo (que, según la

15
convención prevalente en la industria12
, incluyen los contratos al contado y los de
hasta 4 años) y el total de los intercambios. Mientras que, en los años ‟90, esa ratio se
mantuvo entre el 4% y el 9% del comercio global de GNL, a partir de la mitad de los
2000 creció rápidamente hasta rozar el 20% en 2007, para luego bajar ligeramente en
los años siguientes, debido a la crisis económica. La IEA (2010) prevé que ese
porcentaje pueda alcanzar el 30% en 2015.
En la raíz de este crecimiento se encuentran dos fenómenos, relacionados entre sí y
ambos favorecidos por la liberalización de los mercados del gas: (i) la aparición de
capacidad de licuefacción “flexible”, desvinculada – por lo menos formalmente – de
contratos de abastecimiento a largo plazo y sin destino pre-asignado, y (ii) la práctica
comercial de la “auto-contratación” (self-contracting), en la que profundizaremos en el
cuarto apartado. Una característica notable de las transacciones a corto plazo es que,
en medida creciente, se realizan según lógicas de precio alternativas a la de la
indexación al crudo o los productos petrolíferos.
Varios autores (IEA, 2008; Stern, 2009; De Jong et al., 2010; Stern y Rogers, 2011)
creen que los fenómenos descritos (crecimiento del volumen comerciado, interacción
regional y aumento de la liquidez) están creando las condiciones necesarias para una
acelerada convergencia de los precios de GNL entre las grandes áreas de consumo
(norteamericana, europea y asiática). Esta convergencia se interpreta como el preludio
de cambios irreversibles en el modelo de negocio del GNL, hacia un mercado de
commodity; lo que supondría un auténtico cambio de paradigma que además podría
tener efectos de gran alcance sobre toda la industria del gas natural.
Según este planteamiento, es sólo una cuestión de tiempo (¿algunos años?) que el
GNL pase a comercializarse globalmente en base a uno o pocos precios de referencia,
aplicables tanto a las transacciones al contado como a los contratos plurianuales. A
más largo plazo, este proceso podría llevar, en combinación con otros factores13
, a
una substancial transformación de todo el mercado del gas natural, acercándolo al
modelo petrolífero.
Para poder evaluar la validez de esta tesis es necesario examinar, en primer lugar, si
efectivamente los cambios ocurridos en el comercio de GNL tienen la profundidad y el
alcance que mantienen dichos autores. Se trata de una condición sine qua non de todo
el argumento. Lógicamente, de no confirmarse la profundidad de estos cambios en el
12
Esta es, por ejemplo, la definición adoptada por el GIIGNL.
13
Entre los cuales destacan la liberalización de los mercados del gas y el desarrollo de los hub (Ruester,
2010; Von Kluechtzner, 2010; Rogers, 2010; Stern y Rogers, 2011)

16
comercio de GNL, se hace difícil aventurar cambios de mayor calado en el mercado de
gas en su conjunto. Esta es la cuestión que examinaremos en el siguiente apartado.
4. Evidencias de un cambio de paradigma en el mercado de GNL
A continuación se analizan empíricamente dos cuestiones que resultan fundamentales
para evaluar los cambios que está experimentando el comercio mundial de GNL: Dos
son los indicadores que se consideran:
1) El grado de convergencia de los precios del gas entre las dos orillas de la
Cuenca Atlántica (es decir, entre Norteamérica y Europa), y entre ésta y el área
del Pacífico, supuestamente debida al mecanismo equilibrador garantizado por
los crecientes flujos de GNL a corto plazo;
2) El grado de liquidez imperante en el mercado de GNL, medido como el
porcentaje del comercio al contado y a corto plazo respecto al intercambio
global.
Los resultados obtenidos permiten poner en duda que el gas natural licuado esté en
camino de convertirse en una commodity global. Al final de este apartado se apuntan
algunas explicaciones alternativas a los cambios que está experimentando el sector.
4.1. Convergencia de precios entre los grandes mercados regionales del gas
4.1.1. Contexto del Análisis
En los últimos años, un cierto número de estudios empíricos ha acreditado la idea de
una creciente convergencia entre los precios del gas en los dos lados de la Cuenca
Atlántica. Este fenómeno ha sido relacionado con el desarrollo de las transacciones de
GNL (Huitric, 2007; Neumann, 2008; IEA, 2010).
En particular, el estudio de Neumann (2008) investiga la relación entre los precios
diarios al contado de HH en EE.UU y NBP / Zeebrugge14
en Europa para el periodo
1999 - 2008. El autor detecta, a partir de la mitad del 2005, una convergencia de los
precios hacia ley del precio único15
. Cabe recordar que el 2005 es el año de la puesta
en marcha de la planta de regasificación de Isle of Grain, la primera en el Reino Unido.
Sin embargo, la reciente evolución de los precios sugiere que hay que ser cuidadosos
antes de dar por hecha una convergencia estructural y permanente entre los precios
de los dos lados del Atlántico. El Gráfico 4, que presenta las tres series temporales en
14
NBP y Zeebrugge están conectados a través del gasoducto submarino UK Interconnector, que puede
transportar gas en ambas direcciones. Bajo circunstancias normales, la diferencia de precio entre los dos
hub tiende a mantenerse a un nivel muy próximo al coste de transporte.
15
Según la ley del precio único, en mercados competitivos, sin barreras al comercio, los productos
idénticos vendidos en diferentes países deben tener el mismo precio, obviando los costes de transporte.

17
escala logarítmica, muestra que los precios en América del Norte y Europa siguieron
una evolución alcista muy parecida hasta el final de 2002, con HH a un nivel
constantemente superior. Los picos reflejan influencias exógenas: los eventos del
9.11, los huracanes Rita y Katrina y el problemático invierno 2005/2006 en el Reino
Unido. A partir de la mitad del 2007, tiene lugar una acentuación de esta convergencia,
en correspondencia con el despegue de las importaciones británicas de GNL.
Gráfico 4. Precios mensuales del gas en los principales hub de la Cuenca
Atlántica.
Fuente: Neumann (2008: p. 194).
Examinando los datos del periodo siguiente (enero 2008 - mayo 2011) que se recogen
en el Gráfico 5, se puede comprobar que dicha convergencia se mantuvo hasta los
primeros meses de 2010. Sin embargo, a partir de ese momento se inició una
divergencia (alejamiento) de los precios que se ha ido acentuando hasta la actualidad
(julio 2011): el HH se ha mantenido alrededor de 4 $/MMBtu, mientras que el NBP ha
alcanzado 9 $/MMBtu.
Hay razones de fondo que explican esta reciente divergencia. En primer lugar, debe
tenerse en cuenta que para que actúe el mecanismo equilibrador del GNL, es
necesario que sean las cargas de GNL las que fijen el precio marginal, algo que no
está pasando en EEUU, donde actualmente este papel lo está jugando el gas de

18
esquisto16
. En segundo lugar, y aún más importante, es que, por mucho que hayan
crecido en términos de volúmenes intercambiados, los hub siguen representando una
parte exigua de las transacciones físicas en Europa.
Por ello, un análisis más apropiado para evaluar la tendencia convergente de los
precios consiste en examinar directamente los precios del GNL en cada área. Esto es
lo que haremos en el resto de este apartado.
Gráfico 5. Precios mensuales ($/MMBtu) de gas en los principales hub de la
Cuenca Atlántica, HH y NBP, 2008-2010.
“Alemania gasoducto” representa el precio medio del gas importado en Alemania mediante
gasoducto, que es un precio de referencia para europea continental; la línea marrón punteada
el precio al contado de las cargas de GNL en Japón.
Fuente: adaptado de NATS (2011).
16
El gas de esquisto (shale gas) está constituido por depósitos atrapados en la pizarra de las rocas. Estos
depósitos tienden a localizarse en los estratos superiores de los del petróleo y gas convencionales, así
que en los sitios donde se ha producido una extensa exploración de hidrocarburos convencionales (como
en EE.UU.) normalmente están disponibles grandes cantidades de datos útiles para su explotación. Las
mejoras tecnológicas han hecho su extracción económicamente conveniente (a los precios corrientes del
gas). En el último lustro, en EE.UU. ha habido un verdadero auge de la producción de gas de esquisto,
que ha llegado a rozar el 10% de la demanda nacional (Stevens, 2010). Ya que su producción es en
promedio más costosa de la del gas convencional de producción doméstica, pero más barata de las
importaciones de GNL, éstas últimas han sido en gran medida “desplazada” (Geny, 2010). Actualmente
en el mercado estadounidense es el coste de producción del gas de esquisto que tiende a fijar el precio
marginal, algo que no está pasando en Europa, donde la producción de gas de esquisto es insignificante.

19
4.1.2. Análisis de los datos y presentación de los resultados
Una desventaja evidente de trabajar directamente con los precios del GNL es que, a
diferencia de los trading hub, no existen precios diarios y transparentes, estando
únicamente disponibles los precios de importaciones mensuales, algo que implica una
posible pérdida de información estadística debido al empleo de valores medios.
Además, en algunos países estos precios presentan una cierta opacidad. Sin
embargo, una selección oportuna de los datos nos permite minimizar estos problemas.
Por otro lado, las ventajas de analizar directamente los precios GNL (y no una proxy),
para las finalidades de nuestro estudio, sobrepasan con creces los inconvenientes
estadísticos mencionados. Un análisis de este tipo, para el periodo 1998-2003, fue
realizado por L‟Hegaret et al. (2004), quienes encontraron una relación de
cointegración únicamente entre los precios de Europa y los de Japón.
Nosotros hemos utilizado las series históricas de los precios mensuales del GNL
importado en Estados Unidos, Europa y Japón, desde enero de 2004 hasta diciembre
de 2010 (para un total de 84 observaciones), publicados por IEA en “Energy Prices
and Statistics – Gas Information”. Los precios están expresados en dólares por
MMBtu, convertidos según los tipos de cambio IEA. La serie de Europa representa la
media ponderada de los precios de España, Portugal, Francia, Bélgica, Italia y Reino
Unido. La serie de Japón, en consideración del tamaño del mercado nipón y de su
papel de mercado guía en el área del Pacífico, se puede considerar representativo de
toda la región. Las estadísticas de las tres series se presentan en el Cuadro 1.
Cuadro 1. Precios GNL de importación en Europa, Japón y EEUU: estadísticas
descriptivas.
Europa Japón EEUU
Media ($/MMBTU) 6,33 8,45 6,72
Mediana 6,22 7,42 6,5
Máximo 11,12 15,26 12,75
Mínimo 3,52 4,86 3,29
Deviación estándar 1,68 2,68 2,12
Asimetría 0,50 0,66 0,72
Curtosis 2,88 2,56 3,21
Observaciones 84 84 84
Fuente: elaboración propia a partir de IEA (2011a).

20
Examinar la convergencia entre series de pecios – en nuestro caso los precios de GNL
en las tres regiones consideradas – implica investigar la medida en la que datos no-
estacionarios se mueven en la misma dirección más o menos al mismo ritmo17
. A tal
fin, hemos utilizado la metodología de “cointegración de máxima verosimilitud”
propuesta por Johansen (1995)18
, capaz de detectar la existencia de correlación a
largo plazo (cointegración) entre variables.
Preliminarmente, todas las series se han transformado en escala logarítmica.
El primer paso para el análisis de cointegración consiste en averiguar si las series
tienen las propiedades estadísticas adecuadas para poder aplicar la metodología de
Johansen, es decir si son integradas de primer orden, I(1)19
. Para averiguarlo, hemos
realizado por cada serie (a escala logarítmica) las pruebas de Augmented Dickey-
Fuller (ADF) y Phillips-Perron (PP), cuya hipótesis nula es la existencia de raíces
unitarias. Los resultados de las dos pruebas aparecen recogidos en el Cuadro 2.
Cuadro 2. Pruebas ADF20
y de Phillips-Perron para la búsqueda de raíces
unitarias, valores del estadístico t.
Serie En nivel
(con constante y sin
tendencia temporal)21
Diferenciada
(sin constante y tendencia
temporal)22
ADF PP ADF PP
GNL_Europa -1,83 -2,05 -3,54** -9,14**
GNL_Japón -1,85 -1,47 -3,28** -5,99**
GNL_EEUU -1,87 -2,09 -4,67** -8,52**
* Indica un nivel de significación del 5%, ** un nivel del 1%.
17
Es bien sabido que muchas series económicas temporales son no estacionarias, es decir sus
propiedades estadísticas varían con el tiempo, lo que conlleva la invalidez de gran parte de los métodos
econométricos. Desde el trabajo seminal de Engle y Granger (1987), el enfoque de la cointegración se ha
convertido en un potente instrumento para la investigación de tendencias comunes entre series
temporales no estacionarias, proporcionando un conjunto de procedimientos para el modelado de sus
dinámicas tanto a largo como a corto plazo. Para más detalles véase (Greene, 2008).
18
La adecuación de esta metodología para examinar la convergencia de las series en cuestión está
argumentada en L‟Hegaret et al. (2004). Para un presentación introductoria de la prueba de Johansen
véase Gonzalo et al. (2001).
19
Se dice que una serie no estacionaria es integrada de orden “d” y se representa como
cuando puede ser transformada en una serie estacionaria diferenciándola “d” veces.
20
Para la prueba de ADF, el “retraso” (lag length), puesto igual a 2, se ha fijado en base al criterio de
información de Akaike (Pantula et al., 1994).
21
Se han seguido las sugerencias de L‟Hegaret et al. (2004).
22
Ibidem.

21
Las dos pruebas proporcionan resultados conformes, tanto para las series en niveles
como en diferencias del primer orden. Las tres series resultan ser no estacionarias e
integradas del primer orden, I(1), con un nivel de significación del 1%. Esto nos
permite conducir el análisis de cointegración propuesto por Johansen.
Mediante la aplicación repetida de la prueba de Johansen a las tres series, tomadas
de dos en dos, hemos conseguidos los resultados mostrados en el Cuadro 3. La
hipótesis nula de la prueba es la ausencia de cointegración.
Cuadro 3. Prueba de cointegración bivariada de Johansen, eigenvalues23
.
GNL_Japón GNL_Europa
GNL_Europa 0,067739
(8,35573)
[5,68152]
_
GNL_EEUU 0.101324
(9,633938)
[8,653453]
0.065171
(8,546436)
[5,458758]
( ) Estadístico Trace; [ ] estadístico Max-eigen.
* Indica un nivel de significación del 5%, ** un nivel del 1%.
Tanto el estadístico Trace como el estadístico Max-eigen no son significativos ni al 1%
ni al 5%, es decir no se puede rechazar la hipótesis nula. En otras palabras, ninguna
de las tres parejas muestra cointegración.
Este resultado contrasta con la literatura, mencionada anteriormente, que pretende
estudiar la convergencia de los precios del gas en los principales mercados limitando
el análisis a los pocos hub líquidos que actualmente existen.
Por otro lado, la evidencia empírica aquí proporcionada está sustancialmente en línea
con la encontrada por L‟Hegaret et ál. (2004), excepto por la cointegración que estos
autores detectan entre las series de Europa y Japón. La explicación económica que
los autores plantean es que, como hemos visto, tanto en Japón como en Europa los
contratos de GNL a largo plazo están indexados al crudo o a sus derivados. Nuestro
análisis indica que incluso esa única relación de cointegración habría, en años
23
El intervalo de los retrasos (lags interval) determinado mediante el criterio de Schwartz y Hannan-
Quinn y puesto igual a 1 - 2.

22
recientes, desaparecido. Las razones de esto han de buscarse en los acontecimientos
que se describen más adelante.
4.2. Grado de liquidez del GNL: intercambios al contado y a corto plazo
4.2.1. Contexto del análisis
Convencionalmente, en la industria del GNL se consideran a corto plazo los contratos
al contado (es decir, para cargas individuales) y los de hasta cuatro años de duración.
En su conjunto, estos contratos se suelen considerar la “cuota flexible” del comercio
internacional de GNL. Dicha cuota flexible creció de forma muy sostenida desde
comienzos de la década hasta el 2007 y, tras una contracción temporal en los años
2008 y 2009, debida a la crisis global, tuvo una robusta recuperación en 2010
(GIIGNL, 2011). Los defensores del “cambio de paradigma” parecen considerar el
crecimiento de la cuota flexible como un indicador directo de la mayor liquidez del
mercado. Sin embargo, este supuesto es demasiado simplista, en cuanto no tiene en
debida consideración una práctica comercial cada vez más difundida dentro de la
industria del GNL, la de la mencionada auto-contratación.
Los procesos de liberalización en EEUU, Reino Unido y, en menor medida, Europa
continental, al romper los monopolios (u oligopolios) de importación, han producido
una situación donde una parte importante de los compradores de GNL son ahora más
pequeños y mucho más sensibles a la competencia de precios. Tratando de minimizar
sus riesgos, estos operadores han ejercido una presión creciente por conseguir
suministros de GNL más flexibles en términos de duración (y, en cierta medida,
también de indexación de precios). La respuesta de los productores/vendedores ha
sido orientarse cada vez más hacia la auto-contratación con sus filiales comerciales.
Se trata una forma de integración vertical para vender directamente a pequeños
revendedores o usuarios finales y conseguir mayor flexibilidad de cartera, donde uno o
más de los socios del consorcio de producción (o sus filiales de comercialización)
compran el gas (FOB) a la planta de licuefacción y asumen el riesgo de su
comercialización. Los volúmenes así contratados van a formar parte de la cartera del
comercializador y pueden ser vendidos bajo los términos y condiciones que él mismo
decida utilizar, tanto a largo plazo como a corto o al contado (Gráfico 6).

23
Gráfico 6. Contrato tradicional vs auto-contratación
Fuente: elaboración propia.
Este novedoso sistema ofrece a los proyectos de producción/licuefacción la seguridad
de los contratos tradicionales a largo plazo y, al mismo tiempo, a los comercializadores
la posibilidad de gestionar su cartera de forma óptima, combinando contratos de largo
y corto plazo y buscando, cuando las condiciones de mercado sean propicias, los
mejores precios al contado.
La auto-contratación puede producir una impresión engañosa, ya que tiende a
aumentar sensiblemente el número de transacciones a corto plazo y, por tanto, la
liquidez aparente del mercado. Sin embargo, bajo este sistema, los volúmenes físicos
siguen estando controlados a largo plazo por los mismos operadores, que en la gran
mayoría de los casos son grandes empresas verticalmente integradas. En otras
palabras, estamos lejos de lo que serían intercambios transparentes y competitivos.
En conclusión, para realizar un análisis correcto de la cuota flexible verdadera del
comercio internacional de GNL y, por tanto, de su grado de liquidez, habría que restar
los volúmenes reconducibles a la auto-contratación a los datos de la contabilidad
convencional.
SPA
Sociosdel
consorcio
productor
Utility
Empresa
comercializadora
Clientes
Auto-contratación
Contratotradicional condestinopre-establecido

24
4.2.2. Análisis de los datos y presentación de los resultados
Para analizar la evolución anual de las importaciones y exportaciones a corto plazo,
hemos recopilado los datos sobre las transacciones al contado y a corto plazo de GNL
(volúmenes, procedencia y destino) registradas a nivel mundial de 2003 a 2010. Estos
datos son proporcionados por el informe anual del Grupo Internacional de los
Importadores de GNL (GIIGNL).
Para identificar la cuota “no auto-contratada” de dichas transacciones, con respecto al
año 2010, hemos utilizado una pluralidad de fuentes de reconocido crédito dentro de la
industria: los informes anuales de IEA sobre el sector del gas natural (Gas Information)
y las publicaciones mensuales de Gas Matters. Dicha información nos ha permitido
determinar las plantas de licuefacción cuya producción flexible (es decir, no destinada
a contratos a largo plazo) no está auto-contratada.
En primer lugar, hemos reconstruido la evolución anual de las importaciones y
exportaciones a corto plazo durante el periodo mencionado, calculando la cuota de
volúmenes a corto plazo sobre el comercio total de GNL para cada año (Gráfico 7).
Gráfico 7. Distribución cargas a corto plazo por país y porcentaje respecto al
total, 2003 -2010.
Fuente: elaboración propia a partir de GIIGNL (2004-2011).
Del gráfico se desprende que, en 2010, los intercambios al contado y a corto plazo
registraron un aumento muy marcado (40%), alcanzando el máximo histórico de 91,3
10,7
11,6 13
16
19,8
17,8
16,3
18,9
0
5
10
15
20
25
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Otros(M)
Kuwait
China
Méjico
Chile
Argentina
Reino Unido
Portugal
Francia
Taiwán
India
EE.UU.
España
Coreadel Sur
Japón
Otros(X)
Rusia
Noruega
Argelia
Abu Dhabi
Omán
Malasia
Guinea Ecuatorial
Australia
Egipto
Nigeria
Catar
Trinidad y Tobago
Spot/Total

25
millones de m3
líquidos24
(correspondientes a 727 cargas), en comparación con 65,1
millones (491 cargas) en 2009. Estos volúmenes representaron el 18,9% del comercio
total de GNL (respecto al 16,3% del 2009). El aumento fue especialmente acentuado
en Europa (50,9%), gracias al atractivo de los precios del GNL respecto a los precios
indexados al crudo (contratos a largo plazo) y la disponibilidad de GNL non-committed
desde Oriente Próximo. Después de un fuerte descenso en 2009, también Asia
experimentó un crecimiento significativo, mientras que el dato de EEUU incluye un
cierto número de cargas re-exportadas hacia Europa.
En segundo lugar, cruzando los datos de GIIGNL relativos al año 2010 con la
información de la industria, hemos podido calcular la cuota de transacciones al
contado y a corto plazo no auto-contratadas. Los resultados se presentan en detalle en
el Cuadro 1A del Apéndice.
Se destaca como los contratos efectivamente concluidos en régimen de competencia,
sin vinculación indirecta a los contratos a largo plazo, en el año 2010 – un año de
boom del mercado GNL – estuvo en promedio alrededor del 18% de los volúmenes
flexibles, con un pico de casi el 23% en la Cuenca del Pacífico (importaciones).
Considerando que en el mismo año la cuota flexible de GNL representó el 18,9% del
comercio internacional total de GNL, esto significa que actualmente el GNL que se
intercambia efectivamente como una commodity, a la manera del petróleo, no llega ni
al 3,5%.
Estos resultados deberían dejar claro que el indicador cuota flexible sobre volumen
total, normalmente utilizado por los defensores del cambio de paradigma, sobrestima
ampliamente la liquidez y la transparencia del mercado de GNL.
4.3. Implicaciones del análisis empírico: ¿Mercado de commodity o “estrategia
de cartera”?
La evidencia empírica presentada en los dos apartados anteriores devalúa
significativamente los argumentos de los defensores del “cambio de paradigma” en el
mercado del GNL.
En particular, el surgimiento de uno (o más) benchmarks de precio internacional,
desvinculados del petróleo, no está a la vista. Para eso sería necesaria una o más
“bolsas del GNL”, respaldadas por infraestructuras de producción y almacenamiento,
plataformas e instrumentos, capaces de proporcionar una curva a futuros de liquidez
apropiada y un mercado auxiliar de derivados financieros. En años recientes, la idea
24
El factor conversión de metros cúbicos líquidos a gaseosos depende de las características químico-
físicas del específico gas considerado. En este trabajo utilizamos el valor promedio utilizado por GIIGNL
(2011), igual a 570,36.

26
ha sido tomada en serio por dos bolsas de productos básicos de Oriente Próximo
(Dubai y Catar). Sin embargo, los obstáculos, físicos y de mercado, siguen siendo
considerables.
Por el lado físico, los costes de transporte y almacenamiento del GNL, a pesar de los
progresos tecnológicos mencionados, son todavía sustancialmente mayores que los
del petróleo crudo (que tiene una densidad de energía mucho más alta). Esto implica
que, para destinos diferentes, los diferenciales de coste son muy relevantes, algo que
puede resultar crítico para impedir la formación de bolsas con alcance “global” como
las del crudo (Fattouh, 2011).
Por el lado del mercado, para que dichas bolsas alcanzasen un rol de referencia
internacional, harían falta por lo menos dos condiciones clave: (i) la existencia de una
masa crítica de GNL intercambiada sin vinculación, directa o indirecta, a contratos a
largo plazo y no indexado al petróleo: (ii) un grado suficiente de integración entre los
grandes mercados regionales, a su vez reflejado por la convergencia de los precios,
para que el GNL pueda actuar con eficacia como equilibrador de precios. Como hemos
visto, ninguna de las dos condiciones se da actualmente en el comercio internacional
de GNL.
En suma, a pesar de la creciente interacción entre la Cuenca Atlántica y la Cuenca del
Pacífico y de la mayor flexibilidad en el comercio internacional, estos cambios no
parecen tener el alcance y la profundidad necesarios para producir, en poco tiempo, la
transformación del GNL en mercado de commodity. Con mayor razón, parece
descartable la posibilidad de que dicha transformación, en el futuro previsible,
involucre todo el mercado del gas. Más bien, la evidencia empírica que hemos
registrado apunta en una dirección diferente, hacia un escenario más complejo.
Las piezas clave de este escenario se pueden resumir de la forma siguiente:
En primer lugar, si bien la trasformación del GNL en mercado de commodity no parece
el desenlace más probable de los cambios en curso, la era de los suministros de GNL
dedicados a un único mercado o terminal de regasificación está llegando a su fin,
siendo reemplazado por una época caracterizada por una combinación de contratos
tradicionales a largo plazo (que, probablemente, seguirán siendo prevalentes en
términos de volúmenes) y contratos a corto plazo (con varias formulas de precio).
En segundo lugar, los volúmenes flexibles se destinan en parte a los mercados
líquidos, pero sobre todo a las carteras de los grandes operadores, a través del
mecanismo de la auto-contratación. En otras palabras, asistiremos al pleno desarrollo
de lo que algunos analistas ha llamado “estrategia de cartera” (Ledesma, 2009).

27
A partir de la mitad de la década pasada, un número consistente de IOC (entre las
cuales destacan BG, BP y Shell) y NOC con proyección internacional (QatarGas
representa el ejemplo más significativo), a las cuales pronto se han unido grandes
empresas midstream (Tepco, TokyoGas, Kogas), han adoptado dicha estrategia, que
consiste en adquirir una cartera diversificada de activos a lo largo de la cadena del
GNL: capacidad de licuefacción y regasificación en varias áreas geográficas y una
canasta de contratos de abastecimiento flexibles, al fin de complementar sus contratos
tradicionales (de compra o venta). Cuanto más amplia y articulada la cartera, tanto
mayores son las opciones para extraer el máximo valor de las oportunidades que se
crean periódicamente en los distintos mercados del mundo, más fácilmente
alcanzables por los buques metaneros cada vez. Las ganancias que se pueden
conseguir son ingentes, como testimonia el caso de BG (Grant, 2007) y muchos
factores indican que el peso de la estrategia de cartera sobre el negocio internacional
del GNL está destinado a crecer rápidamente en los próximos años (IEA, 2011b).
Asimismo, cabe destacar que, para que esta estrategia pueda desplegarse, se precisa
un cierto grado de opacidad de los precios del GNL y de su sistema de precios, es
decir, exactamente lo contrario de un benchmark internacional. Se trata, en otras
palabras, de un factor más que juega en contra de la perspectiva de un mercado de
commodity.
Una ejemplificación muy significativa de la estrategia de cartera se puede encontrar en
las prácticas comerciales de las empresas cataríes (QatarGas y RasGas) que,
aprovechando la posición estratégica de sus plantas de licuefacción, situadas entre el
Atlántico y el Pacífico, y de la consistente cuota de producción flexible de que
disponen, han podido aplicar una rentable discriminación de precios no sólo por
destino sino también entre compradores del mismo país, llegando a “probar los límites”
del mercado, según la eficaz expresión de un analista (Wood Mackenzie, 2008)25
.
Un simple análisis estadístico exploratorio nos permite apreciar con más detalle lo
arriba descrito. Después del cierre, en 2007, del complejo nuclear de Kashiwazaki-
Kariwa mencionado anteriormente, Japón se convirtió en un mercado “a prima” para el
GNL26
y las exportaciones desde Catar se incrementaron rápidamente. Comparando
25
Según el informe de Wood Mackenzie, en el periodo septiembre 2007-diciembre 2008, varias utilities
japonesas pagaron precios extremadamente diferentes para las cargas de GNL a corto plazo y que las
empresas catarinas jugaron el papel más destacado.
26
El complejo volvió a estar plenamente operativo en noviembre 2010, sin embargo el desastre de
Fukushima en marzo 2011 ha creado nuevamente las condiciones para que Japón siga siendo un
mercado de GNL a prima.

28
los precios del GNL importado a Japón y España27
desde Catar, se aprecia cómo, a
partir de la mitad del 2007, crece sensiblemente el diferencial de precios (absoluto y en
porcentaje) entre los dos destinos (Gráficos 8 y 9). Esta ampliación del diferencial
resulta aún más significativa considerando que se trata de precios promedio: éstos
incluyen también los contratos a largo plazo con fórmulas de precio pre-establecidas y,
por tanto, el impacto de los precios al contado y a corto plazo queda diluido.
Gráfico 8. Exportaciones de Catar a Japón y a España: precios promedios
($/MMBtu), enero 2006 – diciembre 2009.
Gráfico 9. Exportaciones de Catar a Japón y a España: diferenciales de precio
(%), enero 2006 – diciembre 2009.
27
La comparación resulta significativa porque España es el principal importador de GNL de la Cuenca
Atlántica y Japón el principal importador de la Cuenca del Pacífico y del mundo.

29
De paso, se destaca como la evolución de los precios ilustrada en los gráficos 8 y 9
representa una ulterior evidencia en contra de la tesis de la convergencia de los
precios de GNL.
En conclusión, cuando se analiza el mercado del GNL actual en su forma concreta de
funcionamiento, a pesar de los procesos de liberalización y de los cambios ocurridos
en la industria, emerge claramente el papel protagonista de los grandes operadores y
de sus estrategias de cartera (que se asienta en la práctica de la auto-contratación). A
su vez, esto implica un fuerte obstáculo a la superación efectiva de la opacidad de los
precios del GNL.
5. Conclusiones
Como hemos visto, a lo largo de la última década, el comercio internacional de GNL ha
crecido vigorosamente, adquiriendo unos rasgos “globales” y proporcionando mayores
conexiones entre los mercados regionales en los que el gas natural se estructura
tradicionalmente. Varios académicos y analistas han reconocido en estos cambios la
primera fase de una transformación, rápida e irreversible, del GNL en un mercado de
commodity, que a su vez podría ser el preludio a la creación de un mercado global de
gas natural en su conjunto.
Sin embargo, la evidencia empírica proporcionada en este trabajo ha demostrado que
algunos indicadores clave apuntan en una dirección diferente.
Por un lado, los precios del GNL en las distintas regiones no han hecho progresos
significativos hacia una autentica convergencia y en los últimos años parece, más
bien, haberse manifestado una tendencia contraria, con diferenciales de precios más
amplios. Por otro lado, la liquidez del propio mercado de GNL, cuando se mide
apropiadamente, considerando la influencia de la auto-contratación, resulta muy
limitada. Estos datos nos inclinan a descartar la tesis según la cual el desenlace más
probable de los cambios ocurridos recientemente en el mercado de GNL es su
transformación en un mercado de commodity, similar al del petróleo. Con más razón,
no parece probable que, en un futuro previsible, el gas natural en su conjunto siga esta
vía.
El análisis del comportamiento concreto de las empresas líderes en el GNL nos ha
permitido plantear una tesis alternativa, donde las “estrategias de cartera” de dichas
empresas van asumiendo un papel protagonista. Dicha estrategia implica un enfoque
comercial destinado verosímilmente, por un lado, a perpetuar una cierta opacidad en la
forma de contratación y en el sistema de pricing de las cargas de GNL y; por otro lado,
a dar paso a nuevos equilibrios en la industria del gas.

30
Los resultados del trabajo esbozan un escenario abierto y complejo. Si, como muchos
elementos hacen pensar, el gas natural está destinado a conocer una nueva edad de
oro y a ser el combustible puente hacia un futuro de energías renovables, la
investigación de dicho escenario debería ser de claro interés para los estudiosos de
economía internacional.

31
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