Corporaciones y el Mercado Financiero

Gas Natural: Mercados y Regulación

Antes de que se desarrollaran las tuberías de alta presión en la década de 1920, el gas se consumía en las inmediaciones de su producción o se quemaba como peligroso. Hoy en día, los productores y comerciantes utilizan oleoductos interestatales para las entregas a distribuidores y grandes consumidores. La Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) establece las tarifas de los gasoductos en función del costo, pero los gasoductos son libres de descontarlas (lo que suelen hacer) para atraer negocios. Las tarifas de la mayoría de las empresas de distribución local (LDC) que entregan y venden gas a los usuarios finales están sujetas a regulación estatal, y el resto son operados por los gobiernos municipales. Por lo tanto, el gas es una industria no integrada verticalmente en la que los flujos de productos confiables requieren coordinación entre los productores, los gasoductos y los PMA. Desde la década de 1970, la industria se ha basado más en la coordinación de las fuerzas del mercado y menos en la regulación, aunque esta última aún juega un papel importante. De manera un tanto inusual, los propios reguladores han dado grandes pasos para llevar la competencia a la industria, en lugar de proteger el statu quo o imponer regulaciones más estrictas. La evolución de la industria es un caso de estudio en el reemplazo de instituciones económicas ineficientes por otras eficientes y en el reemplazo de mercados localizados por nacionales y globales.

1938-1985: regulación generalizada y escasez

La Ley de Gas Natural de 1938 instituyó la regulación de los gasoductos por parte de la Comisión Federal de Energía, que fue reconstituida como FERC en 1978. El gobierno justificó la regulación afirmando que los gasoductos eran «monopolios naturales» con economías de escala tan extendidas que una sola línea (o un puñado para garantizar la confiabilidad) era el enlace más económico entre las áreas productoras y consumidoras. Al mismo tiempo, los LDC regulados por el estado eran (y continúan siendo) franquicias monopólicas con tarifas basadas en costos y la capacidad de pasar los costos del gas dólar por dólar a los usuarios finales. Hasta mediados de la década de 1980, los gasoductos compraban gas a los productores y lo revendían, sin cargo, a los PMA.

En 1954, la Corte Suprema dictaminó que la regulación federal se extendía a los precios en boca de pozo recibidos por los productores. Los precios deben determinarse sobre la base de los costos registrados. Los reguladores establecieron los costos permitidos de reemplazar los pozos agotados en niveles bajos que desalentaron seriamente la exploración de gas nuevo. Como los precios del petróleo permanecieron sin regulación hasta la década de 1960 (la mayor parte del gas se encuentra asociado con el petróleo), la escasez de gas solo se agravó cuando los nuevos controles de precios del petróleo ayudaron a desencadenar la «crisis energética» de 1973-1975. Las administraciones de ambos partidos políticos no pudieron o no quisieron reconocer que los controles restringieron la cantidad ofrecida y aumentaron la cantidad demandada. En cambio, instituyeron controles directos sobre el uso del gas, como la prohibición de la construcción de nuevas plantas a gas, con la creencia errónea de que la caída de las reservas indicaba el agotamiento del suministro. En realidad, las reservas estaban cayendo porque los precios permitidos eran demasiado bajos para que la exploración fuera rentable. Antes de 1978, los mercados intraestatales estaban exentos de los controles de precios federales y no sufrían escasez.

1985–2000: Surge un mercado nacional de gas

Una serie compleja de eventos a principios de la década de 1980 llevó a la FERC a levantar todos los controles de precios en 1985, una política a favor del mercado que la Corte Suprema ratificó más tarde. El quiebre se produjo en la Orden 436 de 1984, que acabó efectivamente con el papel anterior de los gasoductos como compradores y revendedores de gas para los PMA. La Orden 436 (seguida de la Orden 636 en 1992) convirtió los gasoductos en transportadores de “acceso abierto” para el gas de los productores, los PMA y otros. La FERC aún establece tarifas máximas para los oleoductos, pero también deja que los oleoductos cobren menos para atraer negocios. Por primera vez desde el decenio de 1930, los productores y los PMA podían contratar gas como quisieran, a veces con la ayuda de una nueva industria de comerciantes. Pronto, estas partes aprendieron a usar las nuevas reglas para negociar los derechos de oleoductos entre sí y para volver a empaquetar esos derechos en combinaciones más valiosas. Si bien los oleoductos pueden ser monopolios naturales, los derechos de transporte intercambiables han permitido que los mercados competitivos asignen gran parte de su capacidad.

En la década de 1990, el acceso abierto se desplazó hacia abajo. Una serie de decisiones de la FERC permitió a los grandes usuarios organizar sus propias transacciones con los productores y utilizar los oleoductos interestatales en las mismas condiciones que los PMA. Debido a que la FERC les dio a estos clientes nuevas opciones, los reguladores estatales tuvieron dificultades para subsidiar a los pequeños consumidores al establecer tarifas altas para los LDC para los usuarios industriales. Durante la década de 1990, los reguladores en la mayoría de los estados con grandes cargas industriales comenzaron a permitir que los consumidores industriales transportaran sus propias compras de gas en las líneas de los LDC, reemplazando los regímenes en los que los LDC actuaban como revendedores completos de gas para todos sus clientes. En al menos un área metropolitana importante, Atlanta, las familias ahora pueden elegir distribuidores de gas que les venderán.

Con el fin de los controles de precios, la escasez de gas desapareció. En términos reales, el precio anual promedio del gas en boca de pozo alcanzó su punto máximo en 1984, cuando aún existían controles de precios. (Los reguladores los aumentaron en varias ocasiones después de la crisis energética de 1973.) Luego cayó casi constantemente hasta 1998, cuando alcanzó el 46 % del nivel de 1984. Después de 1998, comenzó a subir a un máximo de 2001 equivalente al 89 % del nivel de 1984. En lugar de caer con el agotamiento de la oferta, el consumo de gas en EE.UU. aumentó un 25% entre 1984 y 2002. Como predijeron los economistas, durante el período de caída de precios de 1984-1998, las reservas de gas cayeron al 85% de los niveles de 1984. En el nivel más alto años desde 1998 hasta 2002, aumentaron un 13,8% a medida que aumentaron la exploración y la perforación. La demanda de gas está creciendo con la invención de nuevas tecnologías ambientalmente limpias. Lo que es más importante, el desarrollo de centrales eléctricas de gas relativamente pequeñas (menos de 200 megavatios) y de bajo consumo de combustible ha generado competencia por la producción primaria de electricidad en la mayor parte del país.

La escasez y las asignaciones de gas determinadas políticamente que acompañaban a los controles de precios ya no existen. El acceso abierto a los oleoductos y el almacenamiento ha generado un mercado nacional que se está volviendo continental a medida que el gas canadiense se integra al suministro estadounidense. En el mercado unificado, los precios en diferentes lugares difieren solo por el costo de transportar el gas entre ellos, siempre que la capacidad del gasoducto no sea una restricción debido al mal tiempo. La mayor parte del gas se negocia en mercados a corto plazo para su entrega durante el próximo mes. Se necesitaban contratos a largo plazo y grandes capacidades de almacenamiento cuando los controles de precios creaban el riesgo de que no se entregara el gas, pero ahora tanto el gas como su transporte están disponibles con poca antelación. El precio de mercado del gas es más volátil que el de cualquier otro producto importante. Para protegerlo, ahora hay disponible una amplia variedad de derivados financieros, muchos basados ​​en el contrato de futuros de la Bolsa Mercantil de Nueva York, un instrumento de gran éxito lanzado en 1990. Los derivados extrabursátiles también permiten la cobertura de las diferencias de precios regionales y el transporte. costos

2001 y más allá: un mercado mundial del gas

A medida que el gas natural se usa más ampliamente, los precios bajos de los años 80 y 90 pueden estar desapareciendo. Estos precios bajos fueron el resultado favorable de dos fuerzas opuestas. En primer lugar, los avances en la tecnología de perforación y las imágenes sísmicas han aumentado drásticamente la probabilidad de que un pozo recién perforado contenga gas. En segundo lugar, más intentos de encontrar gas tuvieron éxito, pero en la década de 1990, la mayoría de las áreas legalmente accesibles habían sido bien investigadas. Los pozos nuevos probablemente serían marginales y estarían sujetos a tasas más rápidas de disminución de la producción. Como se señaló anteriormente, esto no indica que la nación se esté “quedando” sin gasolina. Las reservas recién descubiertas superan la producción actual, pero será más caro extraer gas de ellas. Las preocupaciones ambientales han cerrado partes sustanciales del país (incluidas las áreas en alta mar) a la exploración, a pesar de la evidencia de que la producción de gas es compatible con la preservación de muchos entornos naturales. Las importaciones de gas del suroeste de Canadá han reemplazado parte de la disminución de la producción, pero es poco probable que esta área contenga grandes campos sin descubrir.

Los depósitos de gas en otros lugares eclipsan a los de América del Norte, que tiene solo el 3,3% del total conocido actualmente en el mundo (e incluso menos que se pueda obtener a bajo precio). La siguiente alternativa es el gas natural licuado (GNL), que puede transportarse económicamente a través de los océanos en buques cisterna especiales. El GNL se superenfrió a -260°F, convirtiéndolo en un líquido cuyo volumen es 1/600 del gas a presión atmosférica. El GNL se descarga en instalaciones de almacenamiento en tierra y se envía a las tuberías según sea necesario. La tecnología de GNL ha existido durante décadas, pero se ha utilizado poco porque la mayoría de las naciones consumidoras, hasta hace poco, tenían acceso a tuberías a suministros económicos. La notable excepción es Japón, que importa casi todo su gas (nueve TCF por año) como GNL a través de dieciocho terminales terrestres. Indonesia es actualmente el mayor productor de GNL, lo que refleja su proximidad a Japón.

Actualmente, solo el 4% del consumo mundial de gas se mueve como GNL, y las importaciones de GNL representan solo el 1% del uso de EE. UU. El mercado, sin embargo, se está expandiendo rápidamente. A diciembre de 2003, operaban 151 tanqueros de GNL y 50 estaban en construcción. Un solo camión cisterna puede transportar el 5% del consumo diario promedio de EE. UU. Estados Unidos tiene cuatro terminales de GNL en operación u operables, y el aumento de los precios internos ha traído al menos veinte ofertas creíbles para otras terminales. Doce naciones (incluyendo Qatar, Argelia y Trinidad y Tobago) actualmente exportan GNL. Australia, Rusia, Noruega y Egipto están construyendo instalaciones y es probable que muchos más se unan a ellos pronto. La geografía y la política de los mercados mundiales del gas diferirán de los mercados mundiales del petróleo, una situación de particular interés porque el petróleo y el gas son sustitutos en muchos usos.

Como todos los aspectos del GNL requieren instalaciones especializadas, los contratos a largo plazo con precios inflexibles dominan esta fase de su desarrollo. Sin embargo, el 8% del GNL ya se encuentra en mercados a corto plazo con precios flexibles (a menudo vinculados a los precios del petróleo), un número que crecerá con la liquidez del mercado y el desarrollo de herramientas de gestión de riesgos. Al igual que el petróleo, el gas se monetizará y las transacciones en papel complementarán los intercambios físicos. La capacidad de entrega responderá al mercado porque los transportadores de GNL, a diferencia de los gasoductos, pueden cambiar de destino en tiempo real. En menos de diez años, podríamos ver un precio mundial único para el gas, un sello distintivo de un mercado eficiente y competitivo.

notas al pie

Diario el Economista

En la Economía de Hoy les traemos lo ultimo en Noticias acerca de la Economía del Mundo de ayer y hoy, con nuestro equipo de expertos especializados y mas.

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Antes de que se desarrollaran las tuberías de alta presión en la década de 1920, el gas se consumía en las inmediaciones de su producción o se quemaba como peligroso. Hoy en día, los productores y comerciantes utilizan oleoductos interestatales para las entregas a distribuidores y grandes consumidores. La Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) establece las tarifas de los gasoductos en función del costo, pero los gasoductos son libres de descontarlas (lo que suelen hacer) para atraer negocios. Las tarifas de la mayoría de las empresas de distribución local (LDC) que entregan y venden gas a los usuarios finales están sujetas a regulación estatal, y el resto son operados por los gobiernos municipales. Por lo tanto, el gas es una industria no integrada verticalmente en la que los flujos de productos confiables requieren coordinación entre los productores, los gasoductos y los PMA. Desde la década de 1970, la industria se ha basado más en la coordinación de las fuerzas del mercado y menos en la regulación, aunque esta última aún juega un papel importante. De manera un tanto inusual, los propios reguladores han dado grandes pasos para llevar la competencia a la industria, en lugar de proteger el statu quo o imponer regulaciones más estrictas. La evolución de la industria es un caso de estudio en el reemplazo de instituciones económicas ineficientes por otras eficientes y en el reemplazo de mercados localizados por nacionales y globales.

1938-1985: regulación generalizada y escasez

La Ley de Gas Natural de 1938 instituyó la regulación de los gasoductos por parte de la Comisión Federal de Energía, que fue reconstituida como FERC en 1978. El gobierno justificó la regulación afirmando que los gasoductos eran «monopolios naturales» con economías de escala tan extendidas que una sola línea (o un puñado para garantizar la confiabilidad) era el enlace más económico entre las áreas productoras y consumidoras. Al mismo tiempo, los LDC regulados por el estado eran (y continúan siendo) franquicias monopólicas con tarifas basadas en costos y la capacidad de pasar los costos del gas dólar por dólar a los usuarios finales. Hasta mediados de la década de 1980, los gasoductos compraban gas a los productores y lo revendían, sin cargo, a los PMA.

En 1954, la Corte Suprema dictaminó que la regulación federal se extendía a los precios en boca de pozo recibidos por los productores. Los precios deben determinarse sobre la base de los costos registrados. Los reguladores establecieron los costos permitidos de reemplazar los pozos agotados en niveles bajos que desalentaron seriamente la exploración de gas nuevo. Como los precios del petróleo permanecieron sin regulación hasta la década de 1960 (la mayor parte del gas se encuentra asociado con el petróleo), la escasez de gas solo se agravó cuando los nuevos controles de precios del petróleo ayudaron a desencadenar la «crisis energética» de 1973-1975. Las administraciones de ambos partidos políticos no pudieron o no quisieron reconocer que los controles restringieron la cantidad ofrecida y aumentaron la cantidad demandada. En cambio, instituyeron controles directos sobre el uso del gas, como la prohibición de la construcción de nuevas plantas a gas, con la creencia errónea de que la caída de las reservas indicaba el agotamiento del suministro. En realidad, las reservas estaban cayendo porque los precios permitidos eran demasiado bajos para que la exploración fuera rentable. Antes de 1978, los mercados intraestatales estaban exentos de los controles de precios federales y no sufrían escasez.

1985–2000: Surge un mercado nacional de gas

Una serie compleja de eventos a principios de la década de 1980 llevó a la FERC a levantar todos los controles de precios en 1985, una política a favor del mercado que la Corte Suprema ratificó más tarde. El quiebre se produjo en la Orden 436 de 1984, que acabó efectivamente con el papel anterior de los gasoductos como compradores y revendedores de gas para los PMA. La Orden 436 (seguida de la Orden 636 en 1992) convirtió los gasoductos en transportadores de “acceso abierto” para el gas de los productores, los PMA y otros. La FERC aún establece tarifas máximas para los oleoductos, pero también deja que los oleoductos cobren menos para atraer negocios. Por primera vez desde el decenio de 1930, los productores y los PMA podían contratar gas como quisieran, a veces con la ayuda de una nueva industria de comerciantes. Pronto, estas partes aprendieron a usar las nuevas reglas para negociar los derechos de oleoductos entre sí y para volver a empaquetar esos derechos en combinaciones más valiosas. Si bien los oleoductos pueden ser monopolios naturales, los derechos de transporte intercambiables han permitido que los mercados competitivos asignen gran parte de su capacidad.

En la década de 1990, el acceso abierto se desplazó hacia abajo. Una serie de decisiones de la FERC permitió a los grandes usuarios organizar sus propias transacciones con los productores y utilizar los oleoductos interestatales en las mismas condiciones que los PMA. Debido a que la FERC les dio a estos clientes nuevas opciones, los reguladores estatales tuvieron dificultades para subsidiar a los pequeños consumidores al establecer tarifas altas para los LDC para los usuarios industriales. Durante la década de 1990, los reguladores en la mayoría de los estados con grandes cargas industriales comenzaron a permitir que los consumidores industriales transportaran sus propias compras de gas en las líneas de los LDC, reemplazando los regímenes en los que los LDC actuaban como revendedores completos de gas para todos sus clientes. En al menos un área metropolitana importante, Atlanta, las familias ahora pueden elegir distribuidores de gas que les venderán.

Con el fin de los controles de precios, la escasez de gas desapareció. En términos reales, el precio anual promedio del gas en boca de pozo alcanzó su punto máximo en 1984, cuando aún existían controles de precios. (Los reguladores los aumentaron en varias ocasiones después de la crisis energética de 1973.) Luego cayó casi constantemente hasta 1998, cuando alcanzó el 46 % del nivel de 1984. Después de 1998, comenzó a subir a un máximo de 2001 equivalente al 89 % del nivel de 1984. En lugar de caer a medida que se agotaba el suministro, el consumo de gas en EE. UU. aumentó un 25 % entre 1984 y 2002. Como predijeron los economistas, durante el período de caída de precios de 1984 a 1998, las reservas de gas cayeron al 85 % de los niveles de 1984. En los años de precios más altos de 1998 a 2002, aumentaron un 13,8% a medida que aumentaron la exploración y la perforación. La demanda de gas está creciendo con la invención de nuevas tecnologías ambientalmente limpias. Lo que es más importante, el desarrollo de centrales eléctricas de gas relativamente pequeñas (menos de 200 megavatios) y de bajo consumo de combustible ha generado competencia por la producción primaria de electricidad en la mayor parte del país.

La escasez y las asignaciones de gas determinadas políticamente que acompañaban a los controles de precios ya no existen. El acceso abierto a los oleoductos y el almacenamiento ha generado un mercado nacional que se está volviendo continental a medida que el gas canadiense se integra al suministro estadounidense. En el mercado unificado, los precios en diferentes lugares difieren solo por el costo de transportar el gas entre ellos, siempre que la capacidad del gasoducto no sea una restricción debido al mal tiempo. La mayor parte del gas se negocia en mercados a corto plazo para su entrega durante el próximo mes. Se necesitaban contratos a largo plazo y grandes capacidades de almacenamiento cuando los controles de precios creaban el riesgo de que no se entregara el gas, pero ahora tanto el gas como su transporte están disponibles con poca antelación. El precio de mercado del gas es más volátil que el de cualquier otro producto importante. Para protegerlo, ahora hay disponible una amplia variedad de derivados financieros, muchos basados ​​en el contrato de futuros de la Bolsa Mercantil de Nueva York, un instrumento de gran éxito lanzado en 1990. Los derivados extrabursátiles también permiten la cobertura de las diferencias de precios regionales y el transporte. costos

2001 y más allá: un mercado mundial del gas

A medida que el gas natural se usa más ampliamente, los precios bajos de los años 80 y 90 pueden estar desapareciendo. Estos precios bajos fueron el resultado favorable de dos fuerzas opuestas. En primer lugar, los avances en la tecnología de perforación y las imágenes sísmicas han aumentado drásticamente la probabilidad de que un pozo recién perforado contenga gas. En segundo lugar, más intentos de encontrar gas tuvieron éxito, pero en la década de 1990, la mayoría de las áreas legalmente accesibles habían sido bien investigadas. Los pozos nuevos probablemente serían marginales y estarían sujetos a tasas más rápidas de disminución de la producción. Como se señaló anteriormente, esto no indica que la nación se esté “quedando” sin gasolina. Las reservas recién descubiertas superan la producción actual, pero será más caro extraer gas de ellas. Las preocupaciones ambientales han cerrado partes sustanciales del país (incluidas las áreas en alta mar) a la exploración, a pesar de la evidencia de que la producción de gas es compatible con la preservación de muchos entornos naturales. Las importaciones de gas del suroeste de Canadá han reemplazado parte de la disminución de la producción, pero es poco probable que esta área contenga grandes campos sin descubrir.

Los depósitos de gas en otros lugares eclipsan a los de América del Norte, que tiene solo el 3,3% del total conocido actualmente en el mundo (e incluso menos que se pueda obtener a bajo precio). La siguiente alternativa es el gas natural licuado (GNL), que puede transportarse económicamente a través de los océanos en buques cisterna especiales. El GNL se superenfrió a -260°F, convirtiéndolo en un líquido cuyo volumen es 1/600 del gas a presión atmosférica. El GNL se descarga en instalaciones de almacenamiento en tierra y se envía a las tuberías según sea necesario. La tecnología de GNL ha existido durante décadas, pero se ha utilizado poco porque la mayoría de las naciones consumidoras, hasta hace poco, tenían acceso a tuberías a suministros económicos. La notable excepción es Japón, que importa casi todo su gas (nueve TCF por año) como GNL a través de dieciocho terminales terrestres. Indonesia es actualmente el mayor productor de GNL, lo que refleja su proximidad a Japón.

Actualmente, solo el 4% del consumo mundial de gas se mueve como GNL, y las importaciones de GNL representan solo el 1% del uso de EE. UU. El mercado, sin embargo, se está expandiendo rápidamente. A diciembre de 2003, operaban 151 tanqueros de GNL y 50 estaban en construcción. Un solo camión cisterna puede transportar el 5% del consumo diario promedio de EE. UU. Estados Unidos tiene cuatro terminales de GNL en operación u operables, y el aumento de los precios internos ha traído al menos veinte ofertas creíbles para otras terminales. Doce naciones (incluyendo Qatar, Argelia y Trinidad y Tobago) actualmente exportan GNL. Australia, Rusia, Noruega y Egipto están construyendo instalaciones y es probable que muchos más se unan a ellos pronto. La geografía y la política de los mercados mundiales del gas diferirán de los mercados mundiales del petróleo, una situación de particular interés porque el petróleo y el gas son sustitutos en muchos usos.

Como todos los aspectos del GNL requieren instalaciones especializadas, los contratos a largo plazo con precios inflexibles dominan esta fase de su desarrollo. Sin embargo, el 8% del GNL ya se encuentra en mercados a corto plazo con precios flexibles (a menudo vinculados a los precios del petróleo), un número que crecerá con la liquidez del mercado y el desarrollo de herramientas de gestión de riesgos. Al igual que el petróleo, el gas se monetizará y las transacciones en papel complementarán los intercambios físicos. La capacidad de entrega responderá al mercado porque los transportadores de GNL, a diferencia de los gasoductos, pueden cambiar de destino en tiempo real. En menos de diez años, podríamos ver un precio mundial único para el gas, un sello distintivo de un mercado eficiente y competitivo.

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