A model-based approach for the analysis of the european internal natural gas market

Abstract

Durante la última década, diversos acontecimientos han hecho evolucionar los mercados mundiales de gas natural alterando los fundamentales de la oferta y la demanda. En el lado de la oferta, un amplio suministro debido a la explotación de fuentes de gas no convencionales ha atraído a nuevos productores al mercado junto con un aumento de la capacidad de licuefacción a nivel global. Además, un incremento del mercado de gas natural licuado (GNL) ha favorecido la globalización del mercado del gas natural. Por el lado de la demanda, esta ha seguido creciendo debido a shock de demanda como el accidente en Fukushima en 2011 y las políticas de aire limpio de China en 2017, y la continua expansión del mercado de GNL, que abre nuevos mercados emergentes. Estos cambios han puesto de relieve la necesidad de un mercado de gas natural más flexible, que se ha traducido en un incremento de las transacciones spot junto con una tendencia hacia contratos a largo plazo más flexibles y con nuevos mecanismos de fijación de precios indexados a mercados de gas (gas-on-gas). Esta tendencia se ha visto apuntalada por el contexto macroeconómico y por el contexto político/regulatorio. En Europa, los fundamentales del mercado del gas también han experimentado un cambio significativo, desencadenado por las dinámicas globales antes mencionadas y respaldado por el proceso de liberalización y creación del mercado único de gas natural y los ambiciosos objetivos de Europa de una economía neta con cero emisiones de carbono para 2050. En este contexto, la Unión Europea (UE) está construyendo su mercado único de gas natural bajo un esquema de entrada y salida, que comprende zonas de balance con hubs virtuales, donde la integración del mercado se basa en unos niveles adecuados de infraestructuras. Esta tesis desarrolla diferentes modelos de optimización para llevar a cabo estudios relevantes para la evaluación del mercado interno del gas en la UE, al tiempo que contribuye al campo de investigación de la modelización del mercado global del gas. Los modelos de optimización propuestos mejoran las herramientas actuales de medio plazo para la operación del mercado de gas natural mediante 1) una mejor consideración de los contratos de suministro a largo plazo de gas natural; 2) incluyendo una variedad de opciones de suministro (es decir, contratos de suministro a largo plazo, mercado spot y mercado secundario); y 3) modelar la coexistencia de un mecanismo indexado a precios de petróleo y otro indexado a los precios de los principales hubs de gas. Se desarrollan dos herramientas para este fin. Primero, desarrollamos cuatro modelos académicos de equilibrio para representar la implementación y evolución de los hubs virtuales de gas en Europa. En segundo lugar, avanzamos en el modelado de gas natural, al proponer un modelo global de gas (GasValem GoG) que captura en detalle todas las nuevas tendencias comerciales (es decir, el mercado spot frente a los contratos a largo plazo) considerando diferentes opciones de precios. Por último, esta tesis también aborda el problema de la inversión de capacidad, con el desarrollo del modelo GASMOPEC, mejorando las actuales herramientas de planificación de la inversión en infraestructuras gasistas, introduciendo en el problema de decisión la secuencialidad entre las decisiones de inversión y las decisiones de operación. Adicionalmente el modelo es un multi- objetivo, para así poder considerar los múltiples criterios que deben evaluarse simultáneamente en la toma de este tipo de decisiones.

During the last decade, major transformations have shaped the evolution of global natural gas markets altering the supply/demand balance. In the supply side, an ample supply due to the exploration of unconventional gas sources has brought up new producers into the market and a surge in global liquefaction capacity. Additionally, an increase in the LNG trade has favored the globalization of the natural gas market. The demand side has kept growing due to demand shocks such as the accident at Fukushima in 2011 and China clean air policies in 2017, and the continued expansion of liquefied natural gas market opening new emerging markets. These changes have highlighted the necessity for a more flexible natural gas market, which has been reflected in an increased spot market together with a tendency towards more flexible long-term contracts and new pricing mechanisms involving gas-on-gas competition. Moreover, macroeconomics and political choices have shore up this trend. In Europe, gas market fundamentals have also undergone a significant shift. This has been triggered by the aforementioned global dynamics and supported by the natural gas market liberalization and Europe’s ambitious targets of a net zero-carbon economy by 2050. In this context, the European Union is building its internal natural gas market under an entry-exit scheme, which comprises balancing zones with liquid virtual trading points, where market integration is served by appropriate levels of infrastructure. This thesis develops different optimization models in order to carry out relevant studies for the assessment of the EU internal gas market while contributing to the research field of global gas market modeling. The proposed optimization models improve current natural gas market mid-term operation tools by 1) a better consideration of natural gas long-term supply contracts; 2) including a variety of supply options (i.e. long-term supply contracts, spot market and secondary market representing wholesale markets); and 3) modeling the coexistence of oil-indexed and hub pricing mechanism. The following tools are developed for this aim: First, we develop four academic equilibrium models in order to represent the implementation and evolution of virtual natural gas hubs in Europe. Second, we advance in the natural gas modeling, by proposing a global gas model (GasValem GoG) which captures in detail all the new commercial trends (i.e. spot market vs. long-term contracts) considering different pricing options, providing insights of the mid-term natural gas market. Third, this thesis also tackles the capacity investment problem, improving the existing investment planning tools, considering sequentiality in the operation-expansion decision problem and the multiple criteria that need to be achieved simultaneously. For this aim, the GASMOPEC model is developed.