Dutch TTF: To Index or Not to (EN/ES)

When we conduct a tender for gas, some suppliers have used indexation “Title Transfer Facility” (TTF) as a differentiating element of its proposal. Many times, as seeing as something different than what we’re used to, we do not get to see the advantages or disadvantages of this product and return to the famous formula Brent (or derivatives) and exchange rate (€ / $) that still prevails in Spain.

Now in Spain it has been operational since October 2015 an organized gas market managed by the company OMIE, and known as MIBGAS . This new organization is already changing the outlook for the Spanish industry in bidding for gas. It is true that there are not many future products yet, as our European counterparts have, but there is already a daily reference price. A price that the transport network operator used to balance the gas system by buying or selling in the day. This results in certain gas contracts modification regarding volume conditions, causing suppliers to sell off or buy their daily needs on the MIBGAS market. Moreover, emerging associations, as GASINDUSTRIAL  are proliferating to convert MIBGAS into a competitive market, as it is the TTF in northern Europe.

With the MIBGAS starting to work, indexated markets such as TTF are reconsidered in tenders. Is it advisable to migrate to a TTF indexation and discard the traditional Brent and exchange rate formulas? This requires analysis of the pros and cons of this market.

Brent is a type of oil that is extracted mainly in the North Sea and sets the benchmark in the European markets, but is directly under the decisions of OPEC producer. The oil organization petroleum exporting countries (a.k.a OPEC) remains as a driver in this market. Their production and export levels are signals that push up or down the price. The problem is that it is an opaque organization and it makes difficult to predict the Brent future.

Returning to the TTF, the counterpart of OPEC in the gas market would be the forum of gas exporting countries (GECF) and it has not the same dominant position. Today there are many hubs in Europe dispelling the possibility that a group of producers will become a driver of a big gas market and create a signal price. In 2014, the market shares in OTC trading and markets were:

The Oxford Institute for Energy Studies

In addition, the Brent market, being a reference price not only for Europe, is considered one of the largest financial markets. A market where the number of transactions is increasing exponentially. For instance, the trade volume of one of the largest platforms in Europe was more than double in less than 7 years:

ICE

While this high volatility triggers more opportunities, it also represents a higher risk: there are numerous agents involved. Although high participation avoids the existence of a dominant player, this level of participation has made the Brent market a financial market, instead of a raw materials market. The difficulty in understanding a financial market, is that you cannot know the reason of each agent performance. Those agents can alter the Brent value, although there is no fundamental underpinning. In other words, in financial market, changes on price occur because of agents private interests and, generally, for speculative purposes.  It is estimated that 60% of today´s oil prices is pure speculation according to Global Research. The increase happened in April the last meeting of DohaAn is an example of how speculators can distort the supply and demand relationship. At this meeting, no major decision was taken, but Brent pushed up to $ 50. A resistance level that was lost after agents unmade their short positions to collect the opportunity profits . Those profits were created by the speculation rumours before the event took place.

This type of market behaviour happens because the Brent market is global, and a large part of the operations do not result in the physical delivery. There are agents holding purchases and sells everywhere to obtain just an economical profits. On the other side, the TTF gas market is characterized by being regional. In Europe there are several hubs where buyers and sellers typically are related to the geographic market place, meaning to be close. In fact, the gas market is still considered a segmented market where each region present its own price lead by their own variables and their own supply-demand scheme. In this regard, an important part of the contracts really lead to the gas exchange at an agreed price. A feature that limits the type of participant in those markets and normally repel investment funds: Already in 2014 banks such as the Deutsche Bank AG decided to withdraw its trading division in commodity markets because they did not obtain the expected benefits and wish to focus on more lucrative sectors.

As a result, the trade volume given in the gas hubs, as the TTF, is 120% lower than the one given in the Brent market. There are less market operations and therefore less liquidity. That’s why there are less pure financial agents in the gas market than in the Brent market. A feature that reduces the number variables to monitorize in order to estimate the price movements. For example, in the short term it seems that gas price is affected by seasonality: increased in price by winter due to a high demand for heating, unlike the summer.

Moreover, in Europe there is a high degree of interconnections via pipelines between hubs around the TTF which caused a correlation of prices. The five hubs with greater convergence in the monthly product 2012-2014 were:

The Oxford Institute for Energy Studies

This correlation exists not only thanks to the interconnections but also because those hubs’ regions share gas suppliers, economic cycles, and a high degree of trade between them. So the TTF price references is a convenient index when competing with those regions business as most companies use it. That relation does not occur with companies indexed to Brent. Brent is influenced by macroeconomic and not by the particularities of a region. So, if a company is indexed to Brent while its competitors follow TTF, this company will get different gas costs and sometimes over their competitors if this is indexed to the TTF. For that, the below graph represent the evolution of a Brent exchange rate formula compared to the TTF market for 2017:

Magnus CMD

As mentioned above, the gas markets like the TTF are less liquid than the Brent market. This may cause that few trades result in a jump in prices on a short period. However, in northern European countries, they have significantly reduced maximum price hit along the year through gas stores. Underground gas storages are filled in summer to provide enough gas in winter when demand overcomes the capacity of piping systems in order to avoid sharp increases in the price:

Magnus Commodities

However, a falling demand combined with the new gas supply  vessels of Liquefied Natural Gas (LNG) have reduced the spread between winter and summer prices from 8 euros / MWh in 2010-11 to 1 -2 euros. This is below the storage costs of many European operators, who are between 4 to 8 euros. The gas storage profitability is currently questioned in an oversupplied market. European member country are considering to subsidize them so to maintain the necessary safety volumes. In May of this year, the French government announced that it was seeking financial support mechanisms to the falling prices of storage.

Increasingly, to rely more on LNG seems to be the future path because of the attractiveness of their prices (more competitive than the gas purchased by pipeline) and the independence given as you access  a wide range of producers. According to Cedigas, the gas international association, LNG imports increased by 10.2% over 2015 in Europe. In north-western of Europe, where gas markets are more liquid than other parts of the region, net imports of LNG increased significantly and expanded the portfolio of suppliers, including Qatar, which diverted LNG to limit Asia oversupply. In the UK, the South Hook terminal received about 20 % more liquefied natural gas (all from Qatar), meaning an increase in net imports to 9.4 Mt. Besides, in Belgium and the Netherlands net imports rose, respectively, to 2 Mt and 0.7 Mt.

If the LNG becomes the main source of gas markets, prices hubs will be more influenced by the global supply and demand for LNG lanscape. Events like “Fukushima” or countries growth like Brazil, could rapidly rise LNG prices and hence the price of TTF. Therefore, LNG is a double edged sword that can eliminate one of the attractive price TTF. It could become less regional and therefore less manageable as it will be affected by a greater number of exogenous parameters, both in demand and supply, the region in which it is used as a reference for purchase. According Cedigaz in 2035 LNG will represent 53% of interregional gas transactions:

Cedigaz, Medium and Long Term Natural Gas Outlook 2016

To recapitulate, to assess whether or not indexed to TTF, it should be noted that the market TTF:

  • There is not an organisation with the size of the OPEC whose behaviour cannot be predictable.
  • It is less liquid than the Brent market and with less activity of financial entities.
  • It is regional and correlate with the other interconnected hubs not only physically but economically and commercially.
  • Through gas storage the hit price are lower as well as the range of quotes.
  • It can be applied as a transitional step to Migbas.

However, penetration of LNG can modify the characteristics discussed.

Author: Marta Merodio | Energy Procurement Consultant

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[Versión en Español]

Cuando llevamos a cabo una licitación de gas, algunas de las comercializadoras nos presentan la indexación a “Title Transfer Facility” (TTF) como elemento diferenciador de su propuesta. Muchas de las veces, al verlo diferente a lo que estamos acostumbrados no llegamos a percibir las ventajas o desventajas de este producto y volvemos a la famosa fórmula de Brent (o derivados) y tipo de cambio (€/$) que sigue predominando en España.

Ahora bien, en España está operativo desde octubre 2015 el mercado organizado de gas operado por la sociedad OMIE, y conocido como MIBGAS Esta nueva organización ya está cambiando el panorama para la industria española en las licitaciones de gas. Es verdad que todavía no tenemos productos a futuro como nuestros homólogos europeos, pero ya hay un precio de referencia diario. Un precio que el gestor de la red de transporte emplea para comprar o vender el gas necesario con el que realizar el balanceo del sistema. Esto se traduce en que ciertos contratos de gas están adaptando las condiciones de volumen, haciendo que se liquide contra el mercado diario del Mibgas.  Es más, están surgiendo asociaciones, como GASINDUSTRIAL que  trabajan  para que el Mibgas sea un mercado competitivo y se convierta en referencia como lo es el TTF en el norte de Europa.

Con el MIBGAS comenzando a funcionar, la indexación a mercados como el TTF se está volviendo a plantear en las licitaciones. ¿Conviene migrar a una indexación a TTF y descartar las formulas tradicionales de Brent y tipo de cambio? Para ello se debe analizar los pros y contras de este mercado.

El Brent es un tipo de petróleo que se extrae principalmente del Mar del Norte y marca la referencia en los mercados europeos, pero está sometido directamente a las decisiones en la producción de la OPEP. La organización de los países exportadores de petróleo denominada OPEP sigue siendo un driver en dicho mercado. Sus niveles de producción y exportación son señales para presionar al alza o la baja el precio. El problema es que es una organización opaca y que hace difícil predecir el porvenir del Brent.

Volviendo al TTF, el homólogo de la OPEP en el mercado de gas sería el foro de los países exportadores de gas (GECF) y no tiene la misma posición dominante. Hoy en día existen muchos hubs en Europa que disipan la posibilidad de que un grupo de productores se conviertan en un driver de todas las zonas y puedan dar una señal de precios. En 2014, las cuotas de mercado en OTC y en mercados de trading fueron:

The Oxford Institute for Energy Studies

Además, el mercado del Brent, al ser la referencia no solo de Europa, es considerado uno de los mayores mercados financieros. Un mercado donde el número de operaciones va en aumento exponencialmente.  A continuación, la evolución del volumen de transacciones de una de las mayores plataformas en Europa:

ICE

Si bien esta situación permite conseguir más oportunidades, esto representa un mayor riesgo: hay numerosos participantes. La participación es alta evitando así que exista un agente dominante. Sin embargo, este nivel de participación ha convertido el mercado del Brent en un mercado más bien financiero que de materia prima. La dificultad en comprender un mercado financiero es que no se puede conocer el porqué de la actuación de cada agente. Hay agentes que pueden alterar el valor de Brent a pesar de que los fundamentales no lo sustenta por intereses particulares y, generalmente, por motivos especulativos. Se estimad que un  60% del precio del petróleo es puramente especulativo, en base a Global Reseach report. Un ejemplo de cómo desvirtúan la relación de demanda y oferta fue el alza que tuvo en la pasada reunión de abril en Doha. En esta reunión no se pactó grandes cambios, pero empujo el Brent a los 50 $. Un nivel de resistencia que se perdió después de que los agentes que tomaron posiciones las deshicieran para cosechar ganancias que se dieron por la especulación entorno al evento.

Esto es debido a que, en el mercado del Brent es global, y una gran parte de las operaciones no se traducen en la entrega del barril. Son operaciones de compra-venta que agentes de todas partes llevan a cabo para generar ganancias hasta obtener el objetivo financiero buscado. Sin embargo, el mercado de gas TTF se caracteriza por ser regional. En Europa hay varios hubs que suelen tener compradores y vendedores relaciones con la situación geográfica, es decir por estar cerca. De hecho, todavía se considera el mercado del gas, un mercado segmentado donde cada región se rige por variables y particularidades de su oferta y demanda con precios distintos. En este sentido, una parte importante de los contratos que se dan si se traducen en un intercambio de la materia prima a un precio acordado. Una particularidad que limita el tipo de participante en dichos mercados. Ya en 2014 bancos del nivel del Deutsche Bank AG decidieron retirar su división de trading en los mercados de materia prima por no obtener los beneficios esperados y enfocarse en sectores más lucrativos.

Como resultado, el volumen de contratos de compra-venta que se da en los hubs como el TTF es un 120% menor que el que se da en el mercado el Brent. Son mercados con menos operaciones y por lo tanto menos liquidez. Al no tener tanta liquidez como el Brent, dichos mercados tienen una menor presencia de agentes puramente financieros. Una característica que acota las variables a monitorizar para entender los posibles movimientos del precio.  Por ejemplo, en el corto plazo los movimientos están afectados por la estacionalidad: una mayor demanda en invierno para la calefacción a diferencia del verano.

Es más, en Europa existe un alta grado de en interconexiones vía gasoductos entre ciertos hubs cercanos al TTF y que han provocado una correlación de los precios. Los cinco hubs con una mayor convergencia en el producto mensual de 2012-2014 fueron:

The Oxford Institute for Energy Studies

Esta correlación no sólo se da por las interconexiones existentes entre dichos mercados sino por compartir aspectos en común como los proveedores de gas, los ciclos económicos, y un alto grado de comercio entre ellos. Por lo que el precio de TTF es una indexación conveniente cuando se compite con el tejido industrial de dichas regiones, al ser utilizada por la mayoría de empresas. Una situación que no se da con las empresas indexadas al Brent. El Brent está influenciado por variables macroeconómicas y no por las particularidades de una región. Por lo que, dichas empresas pueden encontrarse con costes de gas distintos y a veces por encima de sus competidores si este se encuentra indexados al TTF. Para ello, ilustramos en el gráfico siguiente se muestra la evolución de una formula Brent y tipo de cambio frente al mercado del TTF en 2017:

Magnus CMD

Como hemos mencionado antes, los mercados de gas como el TTF son menos líquidos que el mercado del Brent. Esto puede provocar que pocas operaciones den lugar a saltos en los precios en pocos días. Sin embargo, en países del norte de Europa, se han reducido significativamente las puntas de precios máximos gracias a los almacenes de gas. Los almacenamientos subterráneos de gas se llenan en verano para proporcionar suficiente gas en invierno, cuando la demanda supera a veces la capacidad de los sistemas de tuberías y evitar subidas acusadas del precio:

Magnus Commodities

Ahora bien, la caída de la demanda de gas combinada con la nueva oferta  de buques de Gas Natural Licuado (GNL) han reducido el diferencial entre los precios de invierno y verano de unos 8 euros por megavatio / hora en 2010-11 a unos 1-2 euros. Esto está por debajo de los costos de almacenamiento de muchos operadores europeos, que son entre 4 a 8 euros. Actualmente se cuestiona la rentabilidad de dichos sistemas de almacenamiento de gas en un sistema sobre abastecido y que comienza a ver el coste de tener gas en reservas subir. Algún país miembro se está planteando subvencionarlos y poder mantener los volúmenes necesarios de seguridad.  En mayo de este año, el gobierno francés anunció que estaba buscando mecanismos financieros de apoyo ante la caída de los precios de almacenaje.

Cada vez más, se está valorando la opción de depender más del GNL debido al atractivo de sus precios (más competitivos que el gas comprado por gasoducto). La infraestructura de plantas de regasificación y el coste de transporte bajo hacen que traer el gas por barco sea más competitivo que el gas por tubo.  Según Cedigas, la asociación internacional del gas, las importaciones de GNL aumentaron un 10.2% respecto a 2015 en Europa. En el noroeste de Europa, donde los mercados de gas son más líquidos que en otras partes de la región, las importaciones netas de GNL aumentaron significativamente y expandieron el portafolio de proveedores, incluyendo a Qatar, que desviaron GNL para limitar el exceso de oferta en Asia. En el Reino Unido, la terminal South Hook recibió alrededor de 20% más de gas natural licuado (todos ellos procedentes de Qatar), unas importaciones netas que crecieron a 9,4 Mt. En Bélgica y en los Países Bajos las importaciones netas crecieron, respectivamente, a 2 Mt y 0,7 Mt.

Si el GNL se convierte en la fuente principal de los mercados de gas, los precios hubs estarán más influenciados por los vaivenes de la oferta y demanda global de GNL.  Eventos como “Fukushima” o que países como Brasil vuelvan al camino del crecimiento, tensionarían rápidamente al alza los precios GNL y por ende el precio de TTF. Por lo tanto, el GNL es un arma de doble filo que puede eliminar uno de los atractivos del precio TTF. Éste sería más volátil, y, por ende, menos monitorizable al verse afectado por un mayor número de parámetros exógenos, tanto en la demanda como en la oferta.  Según Cedigaz, en 2035 el GNL representara el 53% de las transacciones interregionales de gas:

Cedigaz, Medium and Long Term Natural Gas Outlook 2016

Recapitulando, para valorar si indexarse o no al TTF, se debe tener en cuenta que el mercado del TTF:

  • No existen organismos de la envergadura de la OPEP con gran peso cuyo comportamiento no puede ser predecible
  • Posee una menor liquidez que el mercado del Brent con menor presencia de agentes principalmente financieros
  • Es regional y guardar correlación con los hubs interconectados no solo físicamente sino económica y comercialmente
  • Limita los picos de precios con sus almacenes de gas reduciendo el rango de cotizaciones.
  • Se puede aplicar como paso de transición al Migbas

Sin embargo, la penetración del GNL puede modificar las características comentadas.

Author: Marta Merodio | Energy Procurement Consultant

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