Ejemplo Proyecto Terminal

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL: OPTIMIZACIÓN DE LA LOGÍSTICA Y

RIESGOS ASOCIADOS

BEATRIZ MAZA ALEIXANDRE

Madrid, Junio de 2011

Proyecto realizado por el alumno/a:

Beatriz Maza Aleixandre

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter

confidencial

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Zulema Peralta Sáez

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Javier Álvarez García

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Susana Ortiz Marcos

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL: OPTIMIZACIÓN DE

LA LOGÍSTICA Y RIESGOS ASOCIADOS

Autor: Maza Aleixandre, Beatriz.

Directores: Peralta Sáez, Zulema.

Álvarez García, Javier.

Entidad Colaboradora: Management Solutions.

RESUMEN DEL PROYECTO

Hoy en día, la logística es un asunto tan importante que las empresas crean

unidades con responsabilidades específicas sobre esta área, ya que su correcta

gestión implica un aumento de la rentabilidad y mejora del servicio al cliente.

Particularmente en el sector energético, existe un problema asociado a la gestión

logística inherente al proceso de comercialización por ser éste un proceso no

sistematizado y que conlleva grandes costes para las comercializadoras de gas

natural. En este sentido, la definición de un proceso logístico que conduzca a la

optimización de la comercialización y logística del gas natural es una labor vital para

la mejora de todo el proceso del gas y su correcto suministro de manera que se

reduzcan tanto los costes asociados a la actividad gasista como aquellos costes

adicionales que podrían surgir a raíz de las penalizaciones por exceso o escasez de

gas en las infraestructuras.

Además, en la industria energética, y en particular en el sector del gas natural,

abundan los riesgos e incertidumbres de todo tipo, constituyendo un ejemplo en

cuanto se refiere a la variedad de riesgos existentes con efectos relevantes.

En este proyecto se realiza un estudio detallado de la comercialización del gas

natural y de las importantes implicaciones y efectos que supone la correcta gestión

de la logística del gas así como su consecuente optimización para las corporaciones

gasistas.

El proyecto se estructura en tres grandes apartados estando el primero de ellos

dedicado a desarrollar el marco conceptual. En este primer apartado se realizan los

siguientes estudios:

Análisis del sector del gas natural de manera que se identifique la

posición que la comercialización ocupa en la cadena de valor del mismo y

el papel de las comercializadoras en dicho sector.

Análisis de la situación actual del mercado del gas natural y el sistema

gasista español, así como de la evolución que ha sufrido a lo largo de los

años, haciendo hincapié en la legislación vigente bajo la que se rige y los

diferentes agentes que participan en el sistema.

Estudio de la logística del gas natural y descripción de los procesos que

llevan a cabo las comercializadoras de gas para la gestión de la misma

destacándose la importancia de la correcta gestión del balance de gas para

la programación de las operaciones gasistas sobre el sistema.

Identificación del problema de optimización inherente a la logística del

gas como consecuencia de los grandes costes logísticos asociados.

La segunda parte del proyecto está dedicada al desarrollo de un modelo práctico

en el que se analizan los procesos definidos anteriormente y donde queda reflejada

la importancia de la optimización de la logística del gas. Dicho estudio está

estructurado en los siguientes subapartados:

Caracterización de la topología de la red gasista en España y estudio de la

demanda.

Análisis del balance de gas para un periodo concreto con la consecuente

optimización de los costes asociados en una primera instancia a nivel

manual y a continuación haciendo uso de un software de optimización

(GAMS).

Valoración de los resultados obtenidos y justificación de la importancia

que una correcta gestión logística tiene para todas las comercializadoras

de gas.

Por último, en el tercer apartado de este estudio, se han analizado los riesgos que

la logística del gas tiene asociados, identificándose como más relevantes el riesgo

legal, el riesgo operacional y el riesgo de mercado. Destaca la importancia de éste

último debido a la alta volatilidad de los precios de las materias primas o commodities

y a la tendencia del mercado gasista español a crear un mercado secundario del gas

donde éste se pueda comprar y vender con el objetivo de ajustar el balance a las

restricciones fijadas por el Gestor Técnico del Sistema.

Por tanto, con el objetivo de profundizar en el riesgo de mercado dada la

importancia que éste tiene en la actividad gasista, se ha llevado a cabo un tercer caso

tercer caso práctico donde se analiza en profundidad cómo afecta este riesgo a las

comercializadoras de gas como consecuencia de la variación de los índices de

referencia a los que está indexado el gas, tanto en el contexto actual de intercambios

de gas como en el futuro en el caso de la existencia de un mercado secundario del

gas.

Tras la realización de estos tres análisis prácticos queda reflejado el impacto que

una mala gestión logística puede tener sobre una comercializadora de gas ya sea por

incurrir en mayores costes logísticos debido a penalizaciones o por la exposición a

riesgos no adecuadamente controlados por la compañía. Los resultados de ambas

situaciones resultan enormemente negativos para la comercializadora pudiéndola

afectar no sólo en el corto plazo a través de una disminución de sus beneficios sino

también en el largo plazo por el riesgo de perder la integridad y reputación

corporativa.

Finalmente, se concluye que la correcta gestión logística del gas es cada vez más

necesaria dada la creciente importancia del gas natural en el panorama español y la

fuerte recuperación que este sector está teniendo tras la crisis económica.

NATURAL GAS COMMERCIALIZATION: LOGISTICS

OPTIMIZATION AND ANALYSIS OF THE ASSOCIATED RISKS

ABSTRACT

Nowadays, logistics is an issue as important for companies to create units

specifically dedicated to this area, and its correct management leads to increased

profitability and improved customer service.

Particularly in the energy sector, there is a problem associated with logistics

management inherent in the process of marketing, as it is a non-systematic process

that involves major costs for natural gas marketers. In this sense, the definition of a

logistics process that leads to the optimization of natural gas marketing and

distribution is a vital work for these companies to improve the whole gas process

and its consequently proper supply so as to reduce both costs associated with gas

activity and those additional costs that may arise as a result of penalties for excess or

shortage of gas in the gas system.

In addition, in the energy industry, particularly in the natural gas sector, there are

many risks and uncertainties of all kinds that involve significant effects on every gas

corporation.

In this project, a detailed study of the natural gas marketing is done pointing out

the important implications that proper gas logistics management involves and its

consequent optimization for gas corporations.

The project is divided into three main sections being the first one dedicated to

developing the conceptual framework. In this first section the following studies have

been performed:

Analysis of the natural gas sector identifying the marketing position in

the natural gas value chain and the role of marketing in this sector.

Analysis of the current natural gas market and the Spanish gas system, as

well as the developments that have been occurring over the years, with a

special emphasis on current legislation under which it is governed and

the different agents that set the system up.

Study of natural gas logistics and description of the processes carried out

by gas marketers in order to manage it, highlighting the importance of

accomplishing an accurate management of the gas balance and the

programming or planning of the gas operations on the system.

Identification of the optimization problem inherent in the gas logistics as

a result of the high costs associated to it.

The second part of the project is dedicated to developing a practical model, which

analyzes the processes outlined above and reflects the importance of the

optimization of the gas supply. The study is structured in the following subsections:

Characterization of the topology of the Spanish gas network followed by

a demand study.

Analysis of the gas balance for a specified period with the subsequent

optimization of the associated costs first manually and afterwards using

an optimization software (GAMS).

Assessment of the results and justification of the importance of proper

logistics management for all gas marketers.

Finally, in the third section of this study, risks associated with gas logistics have

been analyzed, identifying as the most relevant ones the following risks: legal risk,

operational risk and market risk. The analysis stresses the importance of market risk

due to the high volatility of commodity prices and the Spanish gas market trend to

create a secondary market where gas can be bought and sold with the aim of

adjusting the balance to restrictions set by the Technical System Commission.

Therefore, in order to deepen in the analysis of the market risk given the

importance it has in the gas business, a third case has been carried out study where it

is examined in depth how this risk affects the gas marketing as a result of the

variations of the gas reference indexes, both in the current context of gas exchanges

and in the future in the case of the existence of a secondary market for gas.

Following the completion of the three practical analyses, the impact that poor

logistics management can have on a gas marketer is reflected, either incurring higher

logistics costs due to penalties or exposing the company to not adequately controlled

risks. The results of both situations are extremely negative for the marketer not only

in the short term through a reduction in their benefits but also in the long run due to

the risk of losing corporate reputation and integrity.

Finally, it is also concluded that the correct gas logistics management is even

more necessary nowadays given the growing importance of natural gas in the

Spanish landscape and the strong recovery following the economic crisis that is

taking place in the gas sector.

Índice 8

_____________________________________________________________________

Índice

1. Enfoque global del proyecto ..................................................................... 17

1.1. Las fuentes de energía .................................................................................... 17

1.1.1. El sector energético en el panorama internacional .................... 19

1.1.2. El sector energético en España ...................................................... 24

1.2. Motivación del proyecto ................................................................................ 29

2. El sector del gas natural .............................................................................. 34

2.1. Introducción .................................................................................................... 34

2.1.1. Usos del gas natural ....................................................................... 36

2.2. Producción del gas natural ............................................................................ 40

2.3. Reservas de gas natural ................................................................................. 44

2.4. Cadena de valor del gas natural ................................................................... 48

2.4.1. Exploración ...................................................................................... 49

2.4.2. Explotación ...................................................................................... 50

2.4.3. Tratamiento ..................................................................................... 51

2.4.4. Transporte y distribución .............................................................. 52

2.4.5. Almacenamiento ............................................................................. 57

2.5. El gas natural y el medio ambiente .............................................................. 59

3. El mercado del gas natural ......................................................................... 63

3.1. Evolución del mercado del gas hacia la liberalización .............................. 63

3.1.1. Panorama internacional ................................................................. 65

3.1.2. España .............................................................................................. 68

3.2. El Sistema Gasista Español ............................................................................ 77

3.2.1. Agentes principales ........................................................................ 77

3.2.1.1. El Gestor Técnico del Sistema: NGTS .......................... 80

3.2.1.2. Las comercializadoras .................................................... 83

3.2.2. Infraestructuras del sistema gasista ............................................. 87

3.3. Demanda y suministro del gas natural........................................................ 93

4. La logística del gas ...................................................................................... 99

4.1. Función de la logística en el gas ................................................................. 102

Índice 9

_____________________________________________________________________

4.2. Desarrollo de la función logística ............................................................... 103

4.2.1. Elementos logísticos ..................................................................... 107

4.2.2. Contratos logísticos ...................................................................... 113

4.2.3. Procesos .......................................................................................... 118

4.2.3.1. Gestión de elementos logísticos .................................. 118

4.2.3.2. Gestión de la demanda ................................................ 121

4.2.3.3. Gestión del uso de los contratos ................................. 126

4.2.3.4. Gestión de intercambios .............................................. 128

4.2.3.5. Gestión de operaciones ................................................ 129

4.2.3.6. El balance energético .................................................... 131

4.2.3.6.1. Balance energético en las plantas de

regasificación .................................................................. 136

4.2.3.6.2. Balance energético en la red de transporte

(Punto de balance) ......................................................... 139

4.2.3.7. Programaciones y nominaciones ................................ 143

4.2.3.8. Conciliación de balances y programaciones ............. 150

4.2.3.9. Cálculo de costes logísticos ......................................... 151

4.2.3.10. Generación de informes ............................................. 167

4.3. Caso práctico I: Caracterización de la topología de la red española ..... 169

4.4. Caso práctico II: Gestión del Balance y Optimización ............................. 187

4.4.1. Descripción del balance ............................................................... 187

4.4.2. Descripción de la economía del balance .................................... 200

4.4.3. Descripción del problema de optimización que se afronta .... 201

4.4.4. Ejemplo práctico y resultados ..................................................... 204

4.4.5. Optimización del balance con la utilización de un software .. 229

5. Riesgos asociados a la gestión logística del gas .................................. 240

5.1. Riesgo regulatorio y legal ............................................................................ 246

5.2. Riesgo operacional ........................................................................................ 248

5.3. Riesgo de mercado ........................................................................................ 252

5.4. Caso práctico: Gestión del balance con “desbalance” negativo y riesgo de

mercado asociado.................................................................................................. 259

Índice 10

_____________________________________________________________________

6. Conclusiones .............................................................................................. 286

7. Anexos ......................................................................................................... 286

7.1. Anexo I: Modelos de Evolución en la Simulación de Montecarlo ......... 291

7.1.1. Modelo lognormal ........................................................................ 291

7.1.2. Modelo normal .............................................................................. 293

7.1.3. Modelo normal con reversión a la media .................................. 295

7.1.4. Modelo lognormal con reversión a la media ............................ 298

7.1.5. Ajuste de los parámetros ............................................................. 300

7.1.5.1. Modelo normal .............................................................. 300

7.1.5.2. Modelo lognormal ........................................................ 300

7.1.5.3. Modelo normal con reversión a la media .................. 301

7.1.5.4. Modelo lognormal con reversión a la media ............ 301

7.1.5.5. Cambio de la media ...................................................... 301

7.1.6. Elección del modelo ..................................................................... 302

7.2. Anexo II: Reservas mundiales probadas de gas natural. Evolución por

países (109 m3) ........................................................................................................ 303

7.3. Anexo III: Tablas riesgo de mercado .......................................................... 304

7.3.1. Cálculo del margen del coste logístico haciendo uso de las

curvas forward del Henry Hub ................................................................. 304

7.3.2. Cálculo de escenarios mediante la simulación de Montecarlo y

cálculo del coste logístico total ............................................................... 304

7.4. Anexo IV: Optimización con GAMS .......................................................... 306

7.4.1. Código del programa ................................................................... 306

7.4.2. Resultados obtenidos ................................................................... 315

8. Bibliografía ................................................................................................. 286

Índice 11

_____________________________________________________________________

Índice de figuras

Figura 1: Esquema general de los tipos de fuentes de energía ...................................... 18

Figura 2: Consumo mundial de energía en 2009. Fuente Sedigas ................................ 20

Figura 3: Distribución del consumo mundial de energía primaria comercializada (106

Tep.). Fuente Sedigas ........................................................................................................... 21

Figura 4: Distribución del consumo mundial de energía por países en 2009. Fuente

Sedigas ................................................................................................................................... 22

Figura 5: Consumo de energía final en 2009. Fuente Sedigas ........................................ 24

Figura 6: Consumo de energía final por sectores en 2009. Fuente Sedigas ................. 25

Figura 7: Evolución del consumo de energía final por unidad de PIB (Tep/106 € ctes.

de 2000). Fuente Sedigas ..................................................................................................... 25

Figura 8: Consumo de energía primaria en España en 2009. Fuente Sedigas ............. 26

Figura 9: Evolución del consumo de energía primaria por unidad de PIB (Tep /106

euros ctes de 2000). Fuente Sedigas ................................................................................... 26

Figura 10: Producción de energía en España en 2009. Fuente Sedigas ........................ 27

Figura 11: Diagrama de Sankey de la energía en España en 2009. Fuente SEE .......... 27

Figura 12: Mix de generación eléctrica en 2010. Fuente CNE ........................................ 28

Figura 13: Riesgos en una entidad energética .................................................................. 29

Figura 14: Composición típica del gas natural ................................................................ 34

Figura 15: Distribución de las ventas de gas natural en España por mercados en 2010.

Fuente Enagás ....................................................................................................................... 36

Figura 16: Distribución de los usos del gas natural en los sectores doméstico y

comercial. Fuente Enagás .................................................................................................... 37

Figura 17: Esquema de funcionamiento de una central de ciclo combinado. Fuente

Gas Natural Fenosa. ............................................................................................................. 39

Figura 18: Esquema geológico de un yacimiento de gas natural. Fuente EIA ............ 42

Figura 19: Evolución de la producción comercializada de gas natural en el mundo

(billones de m3). Fuente Enagás ......................................................................................... 43

Figura 20: Evolución de las reservas mundiales probadas del gas natural (billones de

m3). Fuente BP Statistical Review of World Energy ........................................................ 45

Figura 21: Evolución de las reservas de petróleo y gas natural en el mundo (109 Tep y

%). Fuente BP Statistical Review of World Energy ......................................................... 46

Figura 22: Ratio Reservas/Producción (R/P) en 2009 (nº de años). Fuente BP

Statistical Review of World Energy ................................................................................... 47

Figura 23: Evolución del ratio Reservas/ Producción anual del petróleo y el gas

natural (nº años). Fuente BP Statistical Review of World Energy ................................. 47

Figura 24: Distribución de la producción, consumo y reservas de gas natural en 2009

(%). Fuente Sedigas .............................................................................................................. 48

Figura 25: Cadena de valor del gas natural y gas natural licuado ................................ 49

Figura 26: Comparación de costes de transporte del gas natural ................................. 56

Índice 12

_____________________________________________________________________

Figura 27: Comparación de emisiones de CO2 de los combustibles fósiles (Kg/MBtu).

Fuente Enagás ....................................................................................................................... 59

Figura 28: Comparación de otras emisiones de los diferentes combustibles fósiles

(Kg/MBtu). Fuente Enagás................................................................................................. 60

Figura 29: Evolución del porcentaje de clientes acogidos al mercado liberalizado (%).

Fuente CNE. .......................................................................................................................... 77

Figura 30: Estructura del Sistema Gasista ........................................................................ 80

Figura 31: Cuotas de mercado de las principales comercializadoras en el mercado

OTC en 2010. Fuente CNE .................................................................................................. 85

Figura 32: Cuotas de mercado de las principales comercializadoras en España en

2010. Fuente CNE ................................................................................................................. 86

Figura 33: Disposición geográfica de los clientes de gas natural por empresa

comercializadora. Fuente Enagás ...................................................................................... 87

Figura 34: Evolución de los aprovisionamientos de gas natural en España (GWh).

Fuente Enagás ....................................................................................................................... 88

Figura 35: Evolución del tipo de importación de gas natural en España (GWh).

Fuente Enagás ....................................................................................................................... 89

Figura 36: Evolución de la longitud de redes de transporte y distribución de gas

natural (Km). Fuente Sedigas ............................................................................................. 90

Figura 37: Distribución de las plantas de regasificación en Europa. Fuente Enagás . 91

Figura 38: Detalles sobre las plantas de regasificación existentes en España. Fuente

Enagás .................................................................................................................................... 91

Figura 39: Red de infraestructuras del sistema gasista español en 2010. Fuente

Enagás .................................................................................................................................... 92

Figura 40: Evolución de las ventas de gas natural en España (GWh). Fuente Enagás93

Figura 41: Tasa de variación interanual del PIB en España (volumen encadenado

referencia 2000). Fuente INE .............................................................................................. 94

Figura 42: Crecimiento del mercado del gas y PIB en España del año 2009 respecto al

2008. Fuente Enagás ............................................................................................................. 94

Figura 43: Evolución del mercado del gas natural en España por sectores (GWh).

Fuente Enagás ....................................................................................................................... 95

Figura 44: Evolución del número de clientes de gas natural en España. Fuente

Enagás .................................................................................................................................... 95

Figura 45: Diagrama de flujos físicos de gas natural en 2010. Fuente Enagás ............ 96

Figura 46: Demanda convencional de gas natural por comunidades autónomas.

Fuente Enagás ....................................................................................................................... 97

Figura 47: Mapa de infraestructuras en la gestión logística del gas natural ............. 104

Figura 48: Flujo de gas utilizado para la gestión del balance de existencias de gas . 106

Figura 49: Mapa de zonas de demanda para el mercado convencional en España . 111

Figura 50: Principales procesos en la logística del gas ................................................. 118

Figura 51: Esquema de relaciones entre los diferentes componentes de la logística del

gas ........................................................................................................................................ 120

Índice 13

_____________________________________________________________________

Figura 52: Evolución del stock de las plantas de regasificación a lo largo del tiempo

.............................................................................................................................................. 129

Figura 53: Esquema de conexión de las zonas de balance ........................................... 132

Figura 54: Operaciones logísticas e impacto en el balance ........................................... 134

Figura 55: Construcción del balance de GNL en las plantas de regasificación ......... 137

Figura 56: Balance de GNL en las plantas de regasificación ........................................ 139

Figura 57: Construcción del balance de GN en la red de transporte .......................... 140

Figura 58: Balance de GN en el punto de balance ......................................................... 143

Figura 59: Proceso de programación al GTS .................................................................. 145

Figura 60: Nivel de detalle para los diferentes tipos de programaciones a realizar con

horizontes anual, mensual y semanal según exigen las NGTS ................................... 147

Figura 61: Programación anual de buques según el GTS ............................................. 147

Figura 62: Evolución del caudal de regasificación para los tres casos posibles ........ 156

Figura 63: Composición de los conceptos de costes logísticos: Contratos logísticos 166

Figura 64: Composición de lo conceptos de costes logísticos: Contratos de GN y GNL

.............................................................................................................................................. 167

Figura 65: Inventario de informes con carácter regulatorio ......................................... 168

Figura 66: Mapa de zonas de demanda en España (según define el GTS) ................ 170

Figura 67: Mapa de infraestructuras del sistema gasista de España .......................... 171

Figura 68: Características de las plantas de regasificación de España ....................... 172

Figura 69: Características nominales de los almacenamientos subterráneos de España

.............................................................................................................................................. 173

Figura 70: Características nominales de las conexiones internacionales de España 174

Figura 71: Demanda de gas natural en España (Enero2007-Mazo2011). Fuente Enagás

.............................................................................................................................................. 176

Figura 72: Comparación de la curva de demanda real con la curva de demanda

suavizada ............................................................................................................................ 177

Figura 73: Resultados del modelo mixto de análisis de la estacionalidad ................. 178

Figura 74: Rectas de regresión de la componente tendencial de la demanda ........... 179

Figura 75: Comparación de la curva de demanda real con la curva de demanda

estimada .............................................................................................................................. 179

Figura 76: Demanda estimada de gas en 2011 por el método de análisis de series

temporales ........................................................................................................................... 180

Figura 77: Demanda de gas, PIB y tasa de paro (2006-2011). Fuente Enagás e INE . 181

Figura 78: Demanda estimada de gas en 2011 por el método de regresión lineal

múltiple ............................................................................................................................... 181

Figura 79: Reparto de la demanda (GWh) de gas de Mayo de 2011 por días ........... 182

Figura 80: Capacidades contratadas de las infraestructuras gasistas en España en

Abril 2011 ............................................................................................................................ 185

Figura 81: Contratos logísticos considerados para la gestión del balance ................. 185

Figura 82: Balance de GNL en las plantas de regasificación ........................................ 192

Figura 83: Balance agregado de GNL de las plantas de regasificación ...................... 194

Índice 14

_____________________________________________________________________

Figura 84: Balance de GN en el almacenamiento subterráneo .................................... 196

Figura 85: Balance de GN en el AOC .............................................................................. 200

Figura 86: Esquema del problema de optimización ...................................................... 202

Figura 87: Infraestructura logística considerada en el problema de optimización ... 204

Figura 88: Balance de GNL en la planta de Bilbao para Mayo 2011 ........................... 206

Figura 89: Regasificaciones en la planta de Bilbao para Mayo 2011(kWh) ................ 207

Figura 90: Evolución del stock de GNL en la planta de Bilbao durante Mayo

2011(kWh) ........................................................................................................................... 207

Figura 91: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Bilbao durante

Mayo 2011 ........................................................................................................................... 208

Figura 92: Balance de GNL en la planta de Huelva para Mayo 2011 ......................... 209

Figura 93: Regasificaciones en la planta de Huelva para Mayo de 2011 (kWh) ....... 209

Figura 94: Evolución del stock de GNL en la planta de Huelva durante Mayo

2011(kWh) ........................................................................................................................... 210

Figura 95: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Huelva durante

Mayo 2011 ........................................................................................................................... 210

Figura 96: Balance de GNL en la planta de Cartagena para Mayo 2011 .................... 211

Figura 97: Regasificaciones en la planta de Cartagena para Mayo de 2011 (kWh) .. 212

Figura 98: Evolución del stock de GNL en la planta de Cartagena durante Mayo

2011(kWh) ........................................................................................................................... 213

Figura 99: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Cartagena durante

Mayo 2011 ........................................................................................................................... 213

Figura 100: Balance de GNL en la planta de Mugardos para Mayo 2011 .................. 214

Figura 101: Regasificaciones en la planta de Mugardos para Mayo de 2011 (kWh) 215

Figura 102: Evolución del stock de GNL en la planta de Mugardos durante Mayo

2011(kWh) ........................................................................................................................... 215

Figura 103: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Mugardos

durante Mayo 2011 ............................................................................................................ 216

Figura 104: Balance de GNL en la planta de Sagunto para Mayo 2011 ...................... 217

Figura 105: Regasificaciones en la planta de Sagunto para Mayo de 2011 (kWh) .... 218

Figura 106: Evolución del stock de GNL en la planta de Sagunto durante Mayo

2011(kWh) ........................................................................................................................... 219

Figura 107: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Sagunto durante

Mayo 2011 ........................................................................................................................... 219

Figura 108: Balance de GNL en la planta de Barcelona para Mayo 2011 ................... 220

Figura 109: Regasificaciones en la planta de Barcelona para Mayo de 2011 (kWh) . 221

Figura 110: Evolución del stock de GNL en la planta de Barcelona durante Mayo

2011(kWh) ........................................................................................................................... 221

Figura 111: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Barcelona durante

Mayo 2011 ........................................................................................................................... 222

Figura 112: Balance agregado de GNL para Mayo 2011............................................... 223

Índice 15

_____________________________________________________________________

Figura 113: Evolución del stock de GNL (días) en todas las plantas durante Mayo

2011 ...................................................................................................................................... 224

Figura 114: Balance de GN en el AOC para Mayo 2011 ............................................... 225

Figura 115: Evolución del stock de GN en el AOC (días) durante Mayo 2011 ......... 226

Figura 116: Balance de GN en el AASS para Mayo 2011 .............................................. 226

Figura 117: Inyecciones de GN en el almacenamiento subterráneo para Mayo 2011

.............................................................................................................................................. 227

Figura 118: Costes logísticos y penalizaciones en las infraestructuras del sistema en

Mayo 2011 ........................................................................................................................... 228

Figura 119: Regasificaciones en la planta de regasificación de Huelva ..................... 232

Figura 120: Stock de GNL en la planta de regasificación de Huelva .......................... 232

Figura 121: Regasificaciones en la planta de regasificación de Sagunto .................... 232

Figura 122: Stock de GNL en la planta de regasificación de Sagunto ........................ 233

Figura 123: Regasificaciones en la planta de regasificación de Mugardos ................ 233

Figura 124: Stock de GNL en la planta de regasificación Mugardos .......................... 233

Figura 125: Regasificaciones en la planta de regasificación de Barcelona ................. 234

Figura 126: Stock de GNL en la planta de regasificación de Barcelona ..................... 234

Figura 127: Regasificaciones en la planta de regasificación de Bilbao ....................... 234

Figura 128: Stock de GNL en la planta de regasificación de Bilbao............................ 235

Figura 129: Regasificaciones en la planta de regasificación de Sagunto .................... 235

Figura 130: Stock de GNL en la planta de regasificación de Sagunto ........................ 235

Figura 131: Inyección de gas en el almacenamiento subterráneo ............................... 236

Figura 132: Importaciones de gas a través de las conexiones internacionales .......... 236

Figura 133: Stock de GN en el AOC ................................................................................ 237

Figura 134: Costes logísticos optimizados ...................................................................... 237

Figura 135: Origen, consecuencias y gestión del riesgo operacional .......................... 249

Figura 136: Evolución del exceso/falta de stock a vender/comprar en el mercado

secundario de gas. Perfil de balance expuesto a riesgo de mercado. ......................... 262

Figura 137: Esquema de exceso de stock utilizado en Francia para cálculo de

penalizaciones .................................................................................................................... 262

Figura 138: Posiciones de riesgo a futuro largas y cortas ............................................. 263

Figura 139: Balance de GN en al AOC (días) forzado para incurrir en penalizaciones

.............................................................................................................................................. 264

Figura 140: Resumen del balance en el AOC para Abril y Mayo 2011 ....................... 265

Figura 141: Escenarios generados y distribución de probabilidad ............................. 279

Figura 142: Distribución de probabilidad del coste logístico en Mayo 2011 ............. 282

Figura 143: Distribución de probabilidad del coste logístico en Abril 2011 .............. 283

Figura 144: Simulación lognormal ................................................................................... 293

Figura 145: Simulación lognormal con reversión a la media ....................................... 300

ENFOQUE GLOBAL DEL PROYECTO

Enfoque global del proyecto 17

_____________________________________________________________________

1. Enfoque global del proyecto

1.1. Las fuentes de energía

Las fuentes de energía son los recursos o medios naturales que correctamente

manipulados son capaces de producir algún tipo de energía. La energía se define

como la capacidad de un cuerpo o sustancia para realizar un trabajo.

Un sistema energético comienza con la utilización de las fuentes de energía

primarias (petróleo crudo, agua o gas natural) que pasarán a un centro de

transformación, (una refinería de petróleo, central hidroeléctrica o termoeléctrica,

etc.) para obtenerse fuentes de energía secundaria (energía eléctrica, energía

hidráulica, gasolinas, etc.)

Las fuentes de energía se clasifican en renovables y no renovables en función de

su capacidad de renovación.

Las energías no renovables son aquellas que se encuentran en la naturaleza en

una cantidad limitada y una vez consumidas en su totalidad, no pueden sustituirse,

ya que no existe sistema de producción o extracción viable. Las energías no

renovables tienen la principal desventaja de producir gases que contaminan la

atmósfera y que resultan tóxicos para las personas. Se clasifican en combustibles

fósiles y energía nuclear.

Los combustibles fósiles son principalmente el carbón, el petróleo y el gas natural.

Estos combustibles se formaron hace millones de años a partir de restos orgánicos de

plantas, animales y microorganismos muertos. Durante miles de años de evolución

del planeta, estos restos orgánicos se fueron depositando en el fondo de mares y

lagos y poco a poco fueron cubiertos por muchas capas de sedimento que ejercieron

una gran presión sobre ellos y que después de millones de años provocarían las

reacciones químicas de descomposición necesarias para transformar dichos restos

orgánicos en petróleo, gas o carbón. Este tipo de combustibles son quemados para

producir energía.

http://es.wikipedia.org/wiki/Naturaleza


_____________________________________________________________________

La energía nuclear es producida en centrales nucleares a partir del uranio,

mineral radiactivo limitado y escaso, y que requiere de tratamientos específicos para

que se pueda dar lugar la fisión nuclear necesaria para obtener la energía eléctrica.

Las energías renovables, o alternativas, son aquellas que se producen de forma

continua en la naturaleza siendo inagotables a escala humana, ya que o bien vuelven

a su estado original después de su uso o se regeneran a una tasa igual o mayor con

que el mismo el disminuido por su utilización. Asimismo, son fuentes de

abastecimiento energético respetuosas con el medio ambiente, ya que su impacto en

él es mucho menor respecto a la utilización o transformación de energía no

renovable. Las energías renovables más importantes en la actualidad son la energía

hidráulica, eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica y la biomasa.

Las principales desventajas que presentan este tipo de fuentes de energía en

cuanto a su integración en un sistema eléctrico son su carácter intermitente,

impredecible y no gestionable que como consecuencia provocan una ausencia de

garantía de potencia concreta, y un encarecimiento del suministro debido al elevado

coste de inversión de estas tecnologías.

No renovables Renovables

Petróleo Carbón NuclearGas

natural

HidráulicaBiomasaEólicaSolarGeotérmica

-Residuos

-Cultivos

-Biocarburantes

Fuentes de

energía

-Térmica

-Fotovoltaica

No renovables Renovables

Petróleo Carbón NuclearGas

natural

HidráulicaBiomasaEólicaSolarGeotérmica

-Residuos

-Cultivos

-Biocarburantes

Fuentes de

energía

Fuentes de

energía

-Térmica

-Fotovoltaica

Figura 1: Esquema general de los tipos de fuentes de energía

Las fuentes de energía que se han utilizado desde el principio de la historia son

los combustibles fósiles y siguen siendo hoy en día los más utilizados debido a la

falta de necesidad de nuevas inversiones en tecnología, infraestructuras y

conocimiento y a las diversas ventajas que tienen frente a otras fuentes, a saber, gran


_____________________________________________________________________

disponibilidad, continuidad, facilidad de extracción y precio. Los mayores

problemas que tienen este tipo de fuentes de energía son la contaminación de la

atmósfera al producir gases tóxicos tras la combustión y el progresivo agotamiento

de las reservas de dichos combustibles. Sin embargo, no todos los combustibles

fósiles tienen el mismo nivel de emisiones ni se encuentran en la naturaleza en la

misma medida. De esta manera, el gas natural cobra especial interés al tener

emisiones mucho menores que el resto de combustibles fósiles, el número de

reservas probadas es mayor que el del resto y tiene muchos y diversos usos.

1.1.1. El sector energético en el panorama internacional

El consumo energético a nivel mundial está muy ligado al crecimiento económico

de cada momento. Como consecuencia, recientemente debido a la crisis financiera y

los efectos que ésta ha tenido en la economía mundial contrayéndola por primera

vez desde mediados del siglo XIX, los mercados energéticos se han caracterizado

principalmente por tener una gran volatilidad y han ocasionado un descenso del

consumo energético mundial afectando no sólo a los mercado actuales sino también

a las perspectivas sobre la evolución del sector y las previsiones para los próximos

años.

Según los datos de BP (Statistical Review of World Energy), en el año 2008 hubo un

descenso del aumento del consumo energético que llevaba ocurriendo gradualmente

a lo largo de los años en línea con la evolución de los indicadores económicos y

dicho descenso se agrava en el 2009 con un descenso del consumo mundial total del

2,5% frente al año 2008. Dentro de dicho consumo, como se puede observar en la

Figura 2, el petróleo sigue teniendo el mayor porcentaje (33,1%) seguido del carbón

(29,4%) y del gas natural (24%).


_____________________________________________________________________

Hidroeléctrica

2,30%

Carbón

27,20%

Otros 1%

Biomasa

9,70%

Petróleo

33,10%

Gas Natural

20,90%

Nuclear

5,80%

Figura 2: Consumo mundial de energía en 2009. Fuente Sedigas

El gas natural, a pesar del aumento que tuvo en 2008 (2,5%) y de los fuertes

crecimientos que ha tenido a lo largo de los años anteriores, fue la energía primaria

que mayor descenso tuvo en 2009. Este hecho es una clara consecuencia del descenso

de la demanda energética en las economías desarrolladas, si bien en Asia la

demanda sigue creciendo (especialmente en China). Como resultado, el comercio de

gas natural a través de gasoductos ha bajado, subiendo en contraposición el de gas

natural licuado (GNL). El consumo del petróleo bajó un 2% (suponiendo la bajada

más fuerte desde 1980) y el del carbón se mantuvo similar al del 2008 destacando la

bajada del mismo en los países de la OCDE (Organización para la Cooperación y

Desarrollo Económicos)1 y el aumento en los países emergentes. En la Figura 3 se

muestra la evolución del consumo de energía primaria a nivel mundial de manera

que queda reflejado lo explicado anteriormente.

1 Organización de cooperación internacional, compuesta por 34 estados, cuyo objetivo es coordinar sus políticas

económicas y sociales con el objetivo de maximizar su crecimiento económico y el de los países no miembros en vías

de desarrollo económico y coayudar a su desarrollo y al de los países no miembros contribuyendo al progreso de la

economía y el comercio mundial.


_____________________________________________________________________

0,00

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

12.000,00

1995 2000 2005 2008 2009

Hidroeléctrica

Nuclear

Gas Natural

Petróleo

Carbón

Figura 3: Distribución del consumo mundial de energía primaria comercializada (106 Tep.). Fuente

Sedigas

En el caso de la Unión Europea, este descenso de la demanda total está más

acentuado registrándose un descenso del 3,5% debido tanto a la crisis económica

como a los avances en la eficiencia energética en generación eléctrica y en los usos

finales que reducen las necesidades de fuentes de energía.

La distribución por países del consumo energético mundial se muestra en la

Figura 4. El país con mayor consumo es Estados Unidos seguido de Rusia e Irán. La

Unión Europea constituye el 15,6% del total del consumo mundial y el porcentaje de

los países asiáticos siguen aumentando. Es interesante destacar el hecho de que el

consumo de los países no pertenecientes a la OCDE fue superior al de los de ésta en

el 2009 debido principalmente al fuerte crecimiento económico de dichos países. Este

crecimiento había provocado en los años anteriores al 2008 el aumento de la

demanda energética mundial de manera que ha sido uno de los agravantes en la

recesión energética posterior.

De esta manera, el descenso del consumo se ha concentrado en los países de la

OCDE (-5%) y en el área de la antigua Unión Soviética mientras que en Asia y

Oriente Medio el consumo ha subido en 2009 de acuerdo con la evolución de las

perspectivas económicas.


_____________________________________________________________________

Estados Unidos

22,20%

Otros

17,30%

Union Europea

(UE-27) 15,60%

China 3,00%

Rusia

13,20%

Japón 3,00%

India 1,80%

Brasil

1%Corea del Sur 1,10%

Tailandia 1,30%

Uzbekistán 1,70%

Egipto 1,40%

Argentina

1,50%

Emiratos Árabes

2,00%

Arabia Saudi

2,10%

Ucrania

1,70%Canadá 3,20%

Méjico

2,40%

Irán

5%

Figura 4: Distribución del consumo mundial de energía por países en 2009. Fuente Sedigas

Una consecuencia llamativa de la crisis económico-financiera es el marcado

interés de los distintos gobiernos por desarrollar estímulos fiscales y monetarios que

potencien la eficiencia energética y suavicen los efectos de la contracción económica.

Así, el gran reto energético para los países de la UE en los próximos años es avanzar

en el cumplimiento del objetivo común para 2020 de reducir las emisiones de CO2

en un 20%, generar el 20% de la energía eléctrica a partir de fuentes renovables y

aumentar la eficiencia energética un 20% (Objetivo 20-20-20). La descarbonización

del sector eléctrico desempeña un papel primordial en la reducción de emisiones

principalmente a través de la transformación en la estructura de combustibles y

tecnologías empleados en la producción eléctrica.

Otra consecuencia de la crisis es la reducción de las inversiones del sector

energético debido a las restricciones de liquidez en los mercados de capitales y a las

expectativas de la baja en la demanda de energía.

El reto actual de todos los países es disponer de una energía sostenible,

competitiva y segura, que permita afrontar el crecimiento de la demanda, en especial

de los países emergentes, el aumento de los precios, la lucha contra el cambio

climático y la necesidad de contar con un suministro seguro.

De acuerdo con la última publicación del World Energy Outlook (WEO-2009) de la

Agencia Internacional de la Energía (AIE), las energías fósiles continúan manteniendo


_____________________________________________________________________

un papel predominante y se prevé que pueden suponer más de dos tercios del

incremento total de la energía primaria entre el 2007 y el 2030. En términos

absolutos, el carbón supondrá el mayor incremento, seguido del gas y el petróleo,

siendo éste el componente más destacado dentro del mix energético aunque su peso

irá descendiendo gradualmente desde el 33% actual hasta el 30% en el 2030. Los

incrementos en la demanda de gas y carbón se deben principalmente, a las

necesidades de producción eléctrica ya que según las estimaciones la demanda

mundial de electricidad puede crecer un 2,5% anualmente hasta el 2030. El 80% de la

nueva demanda provendrá seguramente de países no pertenecientes a la OCDE,

proviniendo los mayores incrementos en la demanda eléctrica de China.

Asimismo, cabe destacar el importante papel del gas natural en todas las políticas

públicas. Entre los motivos que explican la mayor demanda de gas, hay que destacar

fundamentalmente las necesidades de diversificar las fuentes energéticas en muchos

países altamente dependientes del petróleo y el carbón. Entre los ejemplos más

destacados podríamos considerar ciertos países de Oriente medio como los Emiratos

Árabes Unidos, que a pesar de sus abundantes reservas petrolíferas está poniendo

en marcha proyectos para el desarrollo del gas para satisfacer la demanda interna.

En segundo lugar, la creciente competitividad del gas como combustible en la

producción eléctrica y sus ventajas medioambientales frente a otros combustibles

fósiles. Y por último, pero no menos importante, el aumento en los usos finales del

gas que acelera su demanda y la existencia de numerosos yacimientos por explotar.

Cada vez más, los gobiernos están tomando conciencia del potencial de las

energías renovables debido a los elevados precios de los combustibles fósiles y a la

creciente preocupación de los países por el cambio climático y la seguridad

energética. De este modo, la tendencia de dichas energías es de alto crecimiento

sobre todo en términos de generación eléctrica siendo la energía eólica la que supone

el mayor crecimiento. Se estima que el porcentaje de las renovables alcanzará el 22%

de la producción eléctrica en el 2030, desde el 18% en el 2007 pudiéndose elevar

dicha cifra en los países de la OCDE hasta el 25% en el 2030.


_____________________________________________________________________

1.1.2. El sector energético en España

La evolución del sector energético en España está ligada a la evolución del mismo

en el panorama internacional comportándose de la misma manera y estando en la

actualidad en una situación similar.

El consumo de energía final en España durante el año 2009, incluyendo el

consumo para usos no energéticos, fue de 97.776 Kilotoneladas equivalentes de

petróleo (KTep) lo supone una reducción del 7,4% respecto al año 2008 debido

principalmente al menor consumo energético en todos los sectores, aunque

especialmente en los sectores industrial y del transporte. La distribución por sectores

del consumo de energía final se muestra en la Figura 6. Asimismo, la energía de

demanda eléctrica ha bajado un 5,6% en 2009 respecto al año anterior, donde ha sido

determinante la menor actividad económica si bien las diferencias de laboralidad y

temperatura han contribuido a bajar ligeramente dicha demanda.

En cuanto a la distribución del consumo por tipo de energía, los productos

petrolíferos son los que mayor porcentaje tienen seguido de la electricidad y del gas.

El carbón y las energías renovables constituyen conjuntamente sólo un 6,4% del total

de energía consumida en 2009. Esta distribución del consumo de energía se muestra

en la Figura 5.

Gas

15,50%

Productos

petrolíferos

56,60%

Electricidad

21,50%

Energías

renovables

4,90%

Carbón

1,50%

Figura 5: Consumo de energía final en 2009. Fuente Sedigas


_____________________________________________________________________

Usos diversos

28%

Transporte

38,70%

Industria

33,30%

Figura 6: Consumo de energía final por sectores en 2009. Fuente Sedigas

En la Figura 7 se recoge la evolución de la intensidad energética expresada como

consumo de energía final por unidad de PIB.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2003 2005 2007 2008 2009

Carbón/PIB

P. Petrolíferos/PIB

Gas/PIB

Electricidad/PIB

Energía final/PIB

Figura 7: Evolución del consumo de energía final por unidad de PIB (Tep/106 € ctes. de 2000).

Fuente Sedigas

A continuación se muestra el consumo de energía primaria en España en el año

2009 (Figura 8), así como la evolución del consumo de la misma por unidad de PIB lo

que da una muestra de la intensidad de energía primaria utilizada en España a lo

largo de los años (Figura 9). El consumo de energía primaria registró un descenso de

8,3% lo cual supone el mayor descenso ocurrido desde 1973. Este descenso ha sido

mayor que el de la energía final debido principalmente al cambio de estructura de la

generación de energía eléctrica que ha ocurrido en los últimos años produciéndose

un aumento de las producciones eléctricas con energía renovables (eólicas, solares y

la generación hidroeléctrica), lo cual ha permitido un menor recurso a la generación


_____________________________________________________________________

termoeléctrica con carbón y productos petrolíferos, que debido al tipo de tecnología

empleada, tienen menor rendimiento.

Carbón

7,90%

Petróleo

48,50%Gas natural

23,70%

Nuclear

10,50%

Otras energías

renovables

7,70%Hidráulica

1,70%

Figura 8: Consumo de energía primaria en España en 2009. Fuente Sedigas

0

35

70

105

140

175

210

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2003 2005 2007 2008 2009

Carbón/PIB

Petróleo/PIB

Gas natural/PIB

Nuclear/PIB

Hidráulica/PIB

Energíaprimaria/PIB

Figura 9: Evolución del consumo de energía primaria por unidad de PIB (Tep /10

6 euros ctes de

2000). Fuente Sedigas

La producción nacional de energía se muestra en la Figura 10 destacando la

producción de energía nuclear y de energías renovables. En este sentido, se puede

considerar que España tiene un grado de autoabastecimiento del 100% en energía

nuclear, hidráulica y energías renovables, teniendo asimismo un alto grado en

energía generada a través del carbón (37%). Sin embargo, en cuanto a petróleo y gas

natural se refiere, España tiene un grado prácticamente nulo de abastecimiento

teniendo que importar prácticamente el volumen total de lo consumido de dichos

combustibles fósiles.


_____________________________________________________________________

Petróleo

0,40%

Gas natural

0%

Carbón

12,60%Otras energías

renovables

33,60%

Hidráulica

7,50%

Nuclear

45,90%

Figura 10: Producción de energía en España en 2009. Fuente Sedigas

En la Figura 11 se muestra en diagrama de Sankey como resumen de todo lo

explicado en este apartado. Se puede observar para cada una de las fuentes de

energía su producción, nivel de abastecimiento, consumo de energía primaria y final

y el porcentaje que se destina a cada uno de los usos finales.

Figura 11: Diagrama de Sankey de la energía en España en 2009. Fuente SEE

Durante los años 2008, 2009 y 2010 ha continuado el impulso del Gobierno a los

mercados energéticos, mediante un conjunto de medidas integradas, de

liberalización de los sectores de gas y electricidad, de ahorro y eficiencia en la


_____________________________________________________________________

demanda, de incremento de la participación de las energías renovables en la oferta y

de cumplimiento de los objetivos relacionados con el cambio climático. El conjunto

de ellas, se orienta al logro de un modelo energético sostenible en el largo plazo, con

nuevas energías y nuevos desarrollos tecnológicos que contribuyen a la recuperación

de la economía, considerando sus efectos medioambientales, y con medidas de

gestión de la demanda como complemento a las políticas de oferta, para garantizar

la seguridad energética futura. Para la consecución de estos objetivos es fundamental

el papel de los ciclos combinados y su labor como generación articuladora para la

integración de fuentes de energía renovables en el conjunto de la generación

eléctrica, siendo muestra de ello su indiscutible liderazgo en los servicios de ajuste

ligados a la operación del sistema eléctrico. En la Figura 12 se puede observar como

el porcentaje de energía eléctrica generada a través de ciclos combinados es muy alto

(23%) y se estima que dicho valor aumente en el futuro. De esta manera, en los

próximos años el gas natural desempeñará un papel esencial al ser imprescindible

para la utilización de ciclos combinados.

Gasolina

1,00%Carbón

8,00%

Nuclear

21,00%

Hidraúlica

14,00% Otras renovables

3,00%

Cogeneración

12,00%

Solar

2,00%

Ciclo Combinado

23,00%

Eólica

16,00%

Figura 12: Mix de generación eléctrica en 2010. Fuente CNE

En cuando a los aspectos medioambientales, las emisiones de gases de efecto

invernadero en España han disminuido tanto en el 2008 como en el 2009

registrándose dicho año una caída del 9%. Adicionalmente, tanto el sistema

productivo como el energético están aumentando sus índices de eficiencia energética

reduciendo así el consumo de energía primaria. La existencia de un parque de

plantas eléctricas de ciclo combinado de gas natural con un elevado rendimiento y


_____________________________________________________________________

bajas emisiones, ha contribuido a disminuir dichas emisiones del sistema eléctrico

español.

1.2. Motivación del proyecto

Hoy en día el tema de la logística es un asunto tan importante que las empresas

crean áreas específicas para su tratamiento ya que su correcta gestión implica un

aumento de la rentabilidad y mejora del servicio al cliente.

Particularmente en el sector energético, existe un problema asociado a la gestión

logística inherente al proceso de comercialización por ser éste un proceso no

sistematizado y que conlleva grandes costes para las comercializadoras de gas

natural. En este sentido, la definición de un proceso logístico que conduzca a la

optimización de la comercialización y logística del gas natural es una labor vital para

la mejora de todo el proceso del gas y su correcto suministro de manera que se

reduzcan los costes adicionales tales como penalizaciones por exceso o escasez de

gas en las infraestructuras.

Además, en la industria energética, y en particular en el sector del gas natural,

abundan los riesgos e incertidumbres de todo tipo, constituyendo un ejemplo de

variedad de riesgos con efectos relevantes.

Figura 13: Riesgos en una entidad energética


_____________________________________________________________________

La industria energética está especialmente sometida a algunos de los riesgos más

preocupantes como son los de carácter ambiental tanto en lo que a posibles daños al

medio se refiere como en lo que hace referencia a los posibles cambios estratégicos

que la preocupación por el medio ambiente puede ocasionar.

Asimismo, al ser un sector altamente regulado cualquier cambio en la regulación

puede afectar a la cuenta de resultados de la compañía por lo que considerar la

probabilidad de que se cambie el marco regulatorio es importante para poder

proyectar futuros escenarios y con ellos la elaboración de planes estratégicos. En

particular en el sector del gas natural, las contrapartes realizan los pagos entre ellos a

través de peajes y cánones fijados en contratos firmados por los mismos en muchos

casos a largo plazo por lo que tener en cuenta el riesgo que puede surgir como

consecuencia del posible no cumplimiento de la contraprestación de los contratos o

acuerdos firmados entre las partes es imprescindible.

Tras la situación de desaceleración económica y alta volatilidad de los mercados

que se ha vivido en los últimos años, las compañías energéticas están aún más

expuestas a la variación de los tipos de cambio, tipos de interés, precio de

commodities, spreads, etc. Pese a la mejora actual de dicha situación, los principales

indicadores económicos siguen mostrando una dificultad global en el entorno actual

que afecta del mismo modo a las corporaciones de nuestro país (aumento de la tasa

de paro, descenso de la inflación, descenso del PIB, etc.). Esta situación ha generado

incertidumbre en el sector financiero lo que ha motivado restricciones de liquidez, y

mayores dificultades en el acceso a financiación. Los costes de financiación para las

empresas han aumentado, haciendo que las empresas afiancen su interés por

sofisticar las herramientas de gestión de riesgos. Por este motivo, las empresas están

dedicando hoy en día más recursos a la gestión de riesgos.

Se debe tener en cuenta además que el sector energético ha sufrido a la lo largo de

los años un proceso de liberalización con el objetivo de aumentar la competitividad

de los mercados energéticos lo que hace que dichos sectores tomen una mayor

relevancia.


_____________________________________________________________________

De este modo, la evaluación adecuada de los riesgos puede representar una

ventaja competitiva significativa en un entorno de incertidumbre y de creciente

competencia. Las mejores prácticas en gestión de riesgos muestran una progresiva

tendencia a la gestión integral de los mismos, con independencia de su origen, ya

que es esta visión integral la que permite disponer de una visión de conjunto con

criterios homogéneos que considere las correlaciones entre los distintos factores de

riesgo.

Por otra parte, el gas natural es ya la tercera fuente energética en el mundo tras el

carbón y el petróleo. Además, sus ventajas medioambientales, su uso altamente

eficiente, su precio competitivo y sus grandes reservas mundiales, hacen de esta

fuente de energía una forma ideal para satisfacer la futura demanda energética, bajo

las bases de un crecimiento sostenible.

Por tanto, dentro del sector energético, el gas natural toma especial relevancia, a

pesar de la disminución del consumo del mismo en los dos últimos años como

consecuencia de la crisis financiera, debido a la creciente importancia de los ciclos

combinados para la generación eléctrica y a la flexibilidad que aportan a la

operación del sistema de generación a través de energías renovables, en especial la

eólica. En la actualidad, según el informe publicado en 2010 por la Asociación

Española del Gas, Sedigas, el 31% de la cobertura de la demanda anual de energía

eléctrica en España se realiza a partir de ciclos combinados y son éstos los que han

supuesto la generación mayoritaria de los servicios de ajuste de los sistemas de

generación eólica. Dicho consumo representa el 40% del total de la demanda

nacional de gas natural frente al 42% del año 2008, consolidándose como segmento

fundamental en el desarrollo del sector.

Con el descenso del consumo eléctrico y el incremento de la energía renovable, la

disminución del hueco térmico ha sido significativa. En cantidades absolutas el

descenso del carbón y de los ciclos combinados es similar pero en cifras relativas, los

ciclos combinados disminuyen un 14% mientras que el carbón lo hace en un 27%.


_____________________________________________________________________

Estas cifras remarcan la importancia del sector del gas natural en el desarrollo

energético español y dejan ver la inminente recuperación de dicho sector.

En conclusión, la optimización de la logística del gas natural y su

comercialización son imprescindibles para las comercializadoras de gas no sólo para

la optimización de todo el proceso del gas y la reducción de los costes logísticos y los

riesgos asociados que el negocio conlleva que pueden llegar a ocasionar grandes

pérdidas, sino porque además en un contexto de crecimiento del sector en cuanto a

volumen e importancia dichas labores toman aún mayor importancia. Por tanto, la

adecuada gestión de dichas actividades hace no sólo que se mejore el nivel de

actividad y productividad y el servicio al cliente, sino que se reduzcan los riesgos

asociados a las mismas que pueden condicionar notablemente los resultados, el

valor, o la imagen de la compañía e incluso comprometer su futuro.

EL SECTOR DEL GAS NATURAL

El sector del gas natural 34

_____________________________________________________________________

2. El sector del gas natural

2.1. Introducción

El gas natural es una de las principales fuentes de energía que cubren muchas de

las necesidades y actividades de nuestro día a día, siendo de esta manera un

componente vital en el suministro de energía del mundo. Es la fuente de energía

fósil que ha conocido mayor avance desde los años 70 y representa actualmente la

quinta parte del consumo energético mundial, siendo la segunda fuente de energía

de mayor utilización después del petróleo. Es, de este modo, considerado como el

combustible fósil del siglo XXI, como lo fue el petróleo durante el siglo XX y el

carbón en el XIX.

El gas natural consiste en una mezcla de gases hidrocarburos, formada

principalmente por metano pero que puede contener también etano, propano,

butano y pentano. De esta manera, su composición puede variar en un amplio rango.

Abajo se muestra una tabla con la composición típica del gas natural antes de que

haya sido refinado.

Metano CH4 70-90%

Etano C2H6

0-20% Propano C3H8

Butano C4H10

Dióxido de Carbono CO2 0-8%

Oxígeno O2 0-0,2%

Nitrógeno N2 0-5%

Sulfato de Hidrógeno H2S 0-5%

Gases extraños A, He, Ne, Xe trazas

Figura 14: Composición típica del gas natural

Como bien indica su nombre, el gas natural es un combustible ya que puede ser

quemado para obtener energía. Químicamente, el proceso consiste en una reacción

entre el metano y el oxígeno que da como resultado dióxido de carbono (CO2), agua

(H2O) y una gran cantidad de energía.


_____________________________________________________________________

CH4 [g] + 2 O2 [g] → CO2 [g] + 2 H2O [l] + 891 KJ

En su estado más puro, el gas natural está prácticamente sólo formado por

metano puro y es incoloro, inodoro y sin forma. Sin embargo, se le añade un

odorante denominado mercaptano antes de ser distribuido a los consumidores

finales con el objetivo de que cualquier fuga sea detectada.

Antes de que se descubriera lo que era el gas natural, éste provocaba fuegos

procedentes del suelo al ser inflamado naturalmente por diferentes cosas tales como

rayos. No fue hasta el 500 D.c. que la cultura china descubrió el uso potencial de

estos fuegos, y crearon tuberías que transportaran dicho gas para poder utilizarlo

con el fin de hervir agua del mar y hacerla potable. Sin embargo, fue Reino Unido el

primer país en comercializar su uso, produciéndolo a partir del carbón y

utilizándolo para encender las luces de las casas y de las calles. Hasta finales del

siglo XIX, el gas natural fue usado casi exclusivamente como fuente de luz ya que no

se tenía una infraestructura capaz de transportarlo desde sus yacimientos hasta el

punto de consumición y la mayoría del gas natural producido en esta época era

manufacturado del carbón. Tras la llegada de la electricidad y en concreto del

descubrimiento del mechero Bunsen, los posibles usos del gas natural fueron

aumentando, ya que éste creaba una llama adecuada y segura para cocinar y

calentar, siendo así utilizado para calefacción y agua caliente sanitaria. Sin embargo,

hasta que el transporte del gas natural no fue posible, no se descubrieron los usos

que existen en la actualidad. Gracias a la continua evolución tecnológica,

especialmente en los métodos de obtención y extracción del gas natural, así como de

los canales de transporte y distribución del mismo gracias especialmente a los

avances en las técnicas de soldadura, esta forma de energía se convirtió en una de la

más importantes y con mayores usos que tenemos hoy en día, destacando su

utilidad en los sectores doméstico, comercial, industrial, del transporte y en la

generación de energía eléctrica a través de ciclos combinados.


_____________________________________________________________________

2.1.1. Usos del gas natural

Actualmente el uso del gas natural está distribuido por sectores según se muestra

en la Figura 15. Se observa que el sector industrial es el que mayor peso tiene en

porcentaje de ventas representando prácticamente la mitad de las mismas, un 48,5%,

seguido del sector de generación eléctrica que representa un 33,9% del volumen

total. Los sectores doméstico y comercial, a pesar de corresponder con el mayor

número de clientes, representan solamente el 16,1% del total de las ventas.

Asimismo, existe un pequeño porcentaje correspondiente a usos no energéticos del

gas natural tales como el transporte o el uso del gas natural como materia prima.

Usos no energéticos

1,50%

Industrial

48,50%

Doméstico-Comercial

16,10%

Centrales eléctricas

33,90%

Figura 15: Distribución de las ventas de gas natural en España por mercados en 2010. Fuente Enagás

El gas natural es una de las fuentes de energía más baratas, limpias, seguras y

efectivas disponibles para el consumidor. Una de las importantes ventajas que tiene

es su alto poder calorífico, que varía habitualmente entre 9.000 y 12.000 Kcal/Nm3,

siendo mayor cuando más hidrocarburos pesados tenga.

Por este motivo en el sector doméstico la gran mayoría de hogares del mundo

utilizan gas natural para la calefacción. A pesar de este aumento masivo de número

de consumidores de gas natural, el volumen de gas natural consumido no ha crecido

al mismo nivel debido al incremento de la eficiencia de los dispositivos de gas

natural, que puede llegar a ser un 90% en las calderas más modernas. Además de en

la calefacción, el gas natural se utiliza en el agua caliente y la cocina, y en menor

medida en aparatos de aire acondicionado y otros electrodomésticos denominados

“gasodomésticos”. Las últimas prácticas en el consumo doméstico y residencial

consisten en la microgeneración a partir de gas natural consistente en la instalación


_____________________________________________________________________

de microturbinas que permiten, además de los usos habituales, generar la

electricidad necesaria para cubrir el consumo del hogar. De esta manera entran en

juego las pilas de hidrógeno.

Los usos en el sector comercial y de servicios son muy similares a los que tiene en

el sector doméstico destacando la calefacción, el calentamiento del agua y aire

acondicionado, uso que se estima crecerá debido a las innovaciones tecnológicas en

estos temas. En los casos de mayores niveles de consumo, instalaciones de

cogeneración (generación de calor y electricidad) o trigeneración (generación de frío,

calor y agua caliente) pueden hacerse rentables.

La Figura 16 muestra la distribución de los usos del gas natural en los sectores

doméstico y comercial mostrando los porcentajes que corresponden a cada uno de

los usos descritos anteriormente.

Secado

3%

Otros

16%

Cocina

6%

Agua caliente

8% Aire

acondicionado

12%

Iluminación

19%

Calefacción

36%

Figura 16: Distribución de los usos del gas natural en los sectores doméstico y comercial. Fuente

Enagás

El sector industrial es un sector muy importante ya que se corresponde con el

que mayor porcentaje de las ventas totales de gas natural tiene. El gas natural es la

segunda fuente de energía más utilizada en la industria en general, después de la

electricidad, y tiene usos en diversos sectores industriales tales como papel, cemento,

metalurgia, productos químicos, refino de petróleo, materiales para la construcción,

etc. En este sector también toma gran importancia la cogeneración, ya que empresas

industriales que utilizan dicha tecnología obtienen grandes beneficios al verter los

excedentes de electricidad a la red.


_____________________________________________________________________

El gas natural, debido a las ventajas económicas y medioambientales y a los

cambios tecnológicos, se ha convertido en uno de los combustibles más populares

para la generación de electricidad, siendo el elegido para las nuevas plantas de

generación construidas.

El carbón es el combustible fósil más barato pero el que mayores emisiones

contaminantes tiene, y tras las múltiples regulaciones relacionadas con los niveles de

emisiones expulsadas a la atmósfera se ha tenido que conseguir nuevos métodos de

generación eléctrica que redujeran dichas emisiones. De esta manera, el gas natural

cobra una gran importancia debido a sus múltiples ventajas. Entre ellas destaca el

menor nivel de emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de carbono (CO2) y

partículas en la combustión y la gran reducción de las emisiones de dióxido de

azufre (SO2) eliminando así la necesidad de separadores de gas y reduciendo la

cantidad de sedimentos asociados a plantas de generación y procesos industriales.

Procesos como el de requemado y cogeneración funcionan mejor con gas natural que

con otros combustibles reduciendo aún más las emisiones de NOx y SO2 y

aumentando mucho la eficiencia de la planta, respectivamente.

La tecnología de generación eléctrica con ciclos combinados de gas natural es una

de las más eficientes y con menor impacto ambiental, estando hoy en día totalmente

extendida por todo el mundo. Este sistema es en la actualidad prácticamente la única

tecnología que está siendo instalada en los países desarrollados de manera que se

vayan sustituyendo a los tradicionales con el objetivo de que se reduzcan las

emisiones a la atmósfera.

Esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural (turbina de gas)

y el vapor que producen los gases de escape (caldera de recuperación y turbina de

vapor) para generar electricidad. Estos dos procesos funcionan de manera

complementaria, lo que permite alcanzar rendimientos energéticos muy elevados, ya

que se obtiene electricidad en dos etapas utilizando una única fuente de energía.


_____________________________________________________________________

En la Figura 17 se muestra el esquema de funcionamiento de una central eléctrica

de ciclo combinado, pudiéndose observar los diferentes elementos que la forman y el

proceso que se lleva a cabo para la generación de la electricidad.

Figura 17: Esquema de funcionamiento de una central de ciclo combinado. Fuente Gas Natural

Fenosa.

Los grupos generadores de ciclos combinados tienen un rendimiento de más del

57%, muy superior al de una central convencional (30-35%). Esto significa que por

cada kilovatio hora de electricidad producida se necesita un tercio menos de energía

primaria, es decir, de gas natural. Los ciclos combinados destacan por sus bajas

emisiones, que se reducen en un 60% en el caso del dióxido de carbono y en un 70%

en el de los óxidos de nitrógeno, respecto a una central convencional, con además

unas emisiones de dióxido de azufre y de partículas prácticamente nulas. Asimismo,

los grupos generadores de ciclo combinado consumen solamente un tercio del agua

de refrigeración que requiere una central convencional de la misma potencia y la

instalación ocupa menos espacio que una central convencional.

Además de los beneficios en términos de eficiencia y medioambiente, los ciclos

combinados ofrecen una elevada flexibilidad de operación ya que puden arrancarse

y pararse las unidades con relativa facilidad, ofreciendo así cobertura a fuentes de

energía renovables con fuerte variabilidad en su producción y poco gestionables,

como la generación eólica.


_____________________________________________________________________

Todo lo descrito anteriormente hace que la generación eléctrica con ciclos

combinados represente el mejor modelo energético ya que permite unos

rendimientos más elevados que otros sistemas de generación eléctrica reduciendo al

mismo tiempo el impacto medioambiental, al utilizar una energía menos

contaminante en un sistema más eficiente. Concretamente, y según se recoge en el

estudio "Impactos Ambientales de la Producción Eléctrica", publicado por el

Instituto para la Diversificación y ahorro de Energía (IDAE), la generación de

electricidad con gas natural tiene un menor impacto sobre el medio ambiente que los

sistemas solar fotovoltaico, nuclear y los sistemas de generación con carbón, petróleo

y lignito.

Además de estos usos del gas natural, el gas natural comprimido (GNC) es

utilizado en el sector del transporte como combustible de vehículos debido no sólo a

ser el combustible más limpio sino porque además es muy seguro y una alternativa

económica a las gasolinas y gasóleos. Destaca su uso en grandes flotas de vehículos

que recorren muchos kilómetros al día, como por ejemplo autobuses, taxis,

camiones, etc., aunque debido a su coste y complejidad logística no ha favorecido en

la actualidad una red de abastecimiento extendida.

El gas natural es también empleado con fines distintos a la generación de energía

y no como combustible. Dentro de ese grupo cabe destacar su uso como materia

prima para la fabricación de fertilizantes.

De esta manera, concluimos que el gas natural es al mismo tiempo una energía

primaria y final, lo que le da una gran versatilidad siendo capaz de cubrir consumos

estables durante largos periodos de tiempo así como repentinas puntas de demanda,

en oposición por ejemplo con la energía hidráulica.

2.2. Producción del gas natural

El gas natural es un combustible fósil, y como tal, se forma cuando la materia

orgánica (restos de animales o plantas muertos) es sometida a una gran presión bajo

la tierra durante un largo periodo de tiempo. Parecido a la formación de petróleo, el


_____________________________________________________________________

metano (CH4) se forma a partir de las partículas orgánicas que están cubiertas por

capas y capas de sedimentos y barro que se van formando a lo largo de los años.

Estos sedimentos y barro producen una gran presión en la materia orgánica, que

combinado con las altas temperaturas que existen debajo de la tierra, rompe las

uniones del carbono de la materia orgánica. En los depósitos más superficiales (que

están a menor temperatura) el gas natural se encuentra normalmente asociado al

petróleo. En depósitos más profundos (a mayores temperaturas) se crea más

cantidad de gas natural, al contrario que ocurre con el petróleo, por lo que a estas

profundidades se suele encontrar gas natural primario e incluso metano en estado

puro. Debido a que el gas natural tiene una baja densidad, una vez se ha formado,

tiende a subir hacia la superficie de la tierra a través de rocas porosas y otros

materiales. Sin embargo, en ocasiones se queda atrapado debajo de la tierra por

rocas sólidas e impermeables formando lo que se denomina yacimiento.

De esta manera, el gas natural en los yacimientos puede encontrarse asociado a

yacimientos de hidrocarburos como el petróleo o el carbón (en capas más

superficiales) o acompañado de pequeñas cantidades de hidrocarburos o gases.

Estos yacimientos pueden estar en tierra firme, denominados onshore o debajo del

mar, llamados offshore.

Para obtener el gas natural del suelo, se realizan perforaciones en la tierra a través

de las rocas impermeables para así poder liberar el gas. Se aprovecha que el gas

natural se encuentra bajo presión en las reservas y que es menos denso que el

petróleo, por lo que éste suele encontrarse más cerca de la superficie y por encima

del petróleo y el agua, pudiendo de esta manera escapar por sí mismo una vez

perforado el suelo. Para encontrar dichos yacimientos se utilizan cada vez más

nuevas tecnologías y recursos vibratorios, intentando depender menos de los

explosivos usados hasta ahora.

La continua evolución de las tecnologías de búsqueda de las reservas de gas

natural en la tierra, de extracción y de producción del mismo ha hecho que estos


_____________________________________________________________________

procesos sean cada vez más eficientes y seguros y tengan un menor impacto

medioambiental.

Figura 18: Esquema geológico de un yacimiento de gas natural. Fuente EIA

Además de las formaciones convencionales de gas, existen otro tipo de

formaciones de diferentes tipos cuya extracción es mucho más difícil y cara, por lo

que a lo largo de la historia no han sido yacimientos económicamente viables. Este

tipo de gas natural se denomina no convencional. Con los avances de la tecnología y

las técnicas de extracción, la explotación de este tipo de formaciones de gas está

siendo viable, lo que supone un aumento de las reservas de gas natural en el mundo.

Las principales fuentes de gas natural no convencional existentes en la actualidad

son las siguientes:

Tight sand gas accumulations o gas en arenas de baja permeabilidad:

debido a la baja permeabilidad y porosidad de este tipo de acumulaciones de

arena o rocas, el gas natural se queda atrapado en ellas sin poder ascender a

las capas más superficiales. Como consecuencia, las técnicas de extracción del

gas en este tipo de reservas son mucho más costosas y caras, teniendo

fracturar dicha estructura para la obtención del gas.

Shale gas o gas procedente de pizarras y esquistos: los esquistos y las

pizarras son formaciones minerales procedentes de sedimentos ricos en

arcilla, de grano fino y fácilmente desintegrables que se almacenan en capas

paralelas que suelen contener gas natural. De esta manera, la extracción del


_____________________________________________________________________

gas de este tipo de yacimientos también es muy complicada y se deben

romper las rocas para poder liberar el gas.

Coalbed methane (CMB) o metano en capas de carbón: en este caso, el gas

natural se encuentra asociado al carbón. Este hecho suponía grandes

problemas en el pasado a la hora de extraer el carbón pero en la actualidad se

aprovecha dicha extracción del carbón para obtener el gas y conducirlo a los

gasoductos.

Hidratos de metano: metano atrapado en estructuras de hielo en el fondo de

lo océanos)

Zonas geopresurizadas: capas de arcilla comprimidas rápidamente que dan

lugar a formaciones de gas natural.

Yacimientos de gas natural que se encuentran a profundidades superiores a

las convencionales, es decir, a 4500 metros o más.

La producción mundial de gas natural ha ido evolucionando a lo largo de los

años como se puede observar en la Figura 19. Como es de esperar, la producción de

gas en el año 2009 disminuyó debido a la crisis económica de forma casi general

siendo ésta disminución más significativa en las zonas de Europa, CEI y Asia-

Oceanía.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1970 1980 1990 2000 2005 2006 2007 2008 2009

Asia-Oceanía

Oriente Medio

África

CEI

Europa

América Central y Sur

América del Norte

Figura 19: Evolución de la producción comercializada de gas natural en el mundo (billones de m3).

Fuente Enagás


_____________________________________________________________________

2.3. Reservas de gas natural

Se denominan reservas de gas natural a los posibles yacimientos de gas que se

encuentran en la naturaleza y se clasifican en tres tipos según la fuente BP en su

Statistical Review of World Energy:

Reservas probadas: Todas aquellas reservas de las que se puede afirmar

que son susceptibles de ser explotadas en el estado actual de la tecnología,

de forma técnica y económicamente viable y con un grado de certeza del

90%.

Reservas probables: Aquellas reservas explotables con un grado de

certeza de entre el 50 y el 90%.

Reservas posibles: Aquellas reservas cuya probabilidad de explotación es

inferior al 50 %.

Hay que destacar que el número de reservas probadas de gas natural crece

continuamente debido especialmente a la evolución de las tecnologías que hacen

económicamente viables reservas existentes que no lo eran en el pasado y facilitan la

exploración en busca de nuevas. Asimismo, los descubrimientos de gas no

convencional están cambiando la perspectiva a medio plazo acerca de la

disponibilidad mundial de gas natural. De acuerdo con las manifestaciones de

algunos especialistas en la última Conferencia Mundial del Gas, los recursos de gas

no convencional podrían añadir entre un 60% y un 250% a las reservas mundiales de

gas.

Actualmente, las reservas mundiales probadas de gas natural, según los datos

publicados en 2010 por Oil and Gas Journal y la Asociación Española del Gas, SEDIGAS,

alcanzan los 194,7 billones de m3 , revelando un crecimiento anual del 6%, lo que

supone uno de los valores más altos de los últimos años.

Si se compara el porcentaje del total de las reservas probadas por áreas

geográficas, se observa que éstas están bastante distribuidas por todos los

continentes. Ente ellas destaca Oriente Medio, con casi el 40%, dentro del cual


_____________________________________________________________________

sobresale Irán (15,7%), Qatar (13,2), Arabia Saudí (4%) y Abu Dhabi (3,1%); el

territorio de la CEI, con un 30,3%, dentro del cual destaca Rusia (con un 23%) y Asia-

Oceanía con un 20%. El crecimiento del volumen de reservas de éste último grupo ha

sido muy grande a lo largo de los últimos años en concreto en Australia, donde los

últimos datos obtenidos multiplican por 3,6 las cifras obtenidas en 2009, situándose

así en la cuarta posición entre el grupo de mayores recursos gasistas del mundo, y

China cuyo crecimiento en 2009 fue del 33,8%. En el resto de territorios, las reservas

de gas siguen aumentando notablemente destacando en los últimos años el

crecimiento de las de Estados Unidos y Canadá, que cuentan hoy en día con un

volumen de reservas mayor que en 1970, después de 40 años de intensos niveles de

producción y consumo y cuyo aumento de reservas ha sido un 40% más de lo

estimado hace 5 años. Destacan también, aunque en menor grado, las reservas de

Nigeria (2,7%) y Venezuela (2,6%).

En la Figura 20 se muestra dicha evolución de las reservas de gas según se ha

descrito anteriormente, y los datos numéricos de las reservas de gas por países de los

últimos años se encuentran en el Anexo II.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008 2009 2010

Asia-Oceanía

Oriente Medio

África

CEI

Europa

América Centraly del Sur

América delNorte

Figura 20: Evolución de las reservas mundiales probadas del gas natural (billones de m3). Fuente BP

Statistical Review of World Energy

Según las fuentes BP, CEDIGAZ y SEDIGAS, las reservas de gas natural

contabilizadas a finales de 2009 indican que han superado a las reservas de petróleo

tal y como muestra la Figura 21, lo que asegura una disponibilidad de gas natural en


_____________________________________________________________________

el mundo durante unos 65,5 años, contando solamente con los yacimientos

conocidos en este momento.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Petróleo

Gas natural

Relación Gas

natural/ Petróleo

(%)

Figura 21: Evolución de las reservas de petróleo y gas natural en el mundo (109 Tep y %). Fuente BP

Statistical Review of World Energy

Es importante considerar el ratio Reservas/Producción (R/P), ya que nos da una

indicación sobre la duración en el tiempo de las reservas si se mantuviese dicho

nivel de producción. Existen países como Arabia Saudí, Irán, Irak o Nigeria que

teniendo grandes reservas de gas y un consumo propio muy pequeño, todavía no

han comenzado a exportar en grandes cuotas, por lo que su R/P no es muy

significativo a pesar de ser elevado debido justamente a dicha baja producción y

exportación. Sin embargo, el R/P de otros países como Rusia, Canadá, Indonesia o

países de Europa tiene gran valor ya que nos da una clara indicación del nivel de

producción de gas natural del país. En la Figura 22 se presentan los valores del ratio

R/P para el año 2009 de las diferentes zonas del mundo cuyo valor ha sido

empujado debido al aumento de las reservas y al descenso de consumo de gas en

dicho año.


_____________________________________________________________________

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

América del

Norte

América Central

y del Sur

Europa y CEI Oriente Medio África Asia-Oceanía

Figura 22: Ratio Reservas/Producción (R/P) en 2009 (nº de años). Fuente BP Statistical Review of

World Energy

En la Figura 23 se muestra la evolución del ratio R/P pudiéndose observar como

la duración de las reservas de gas natural según la producción actual es mayor que

la del petróleo llegando a ser en el año 2009, 20 años superior.

0

10

20

30

40

50

60

70

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gas natural

Petróleo

Figura 23: Evolución del ratio Reservas/ Producción anual del petróleo y el gas natural (nº años).

Fuente BP Statistical Review of World Energy

En la Figura 24 se muestra una comparativa de la producción, consumo y

reservas mundiales de gas natural en la actualidad resumiéndose así lo descrito

anteriormente. Se observa, por ejemplo, como la producción y consumo de gas en

América del Norte tienen valores muy altos en contraposición del valor de las

reservas existentes en el mismo, por lo que se demuestra que el pequeño valor del

ratio R/P mostrado en la Figura 22. Si se estudia el caso ahora de Oriente Medio,

cuyo número de reservas es muy alto y la producción y consumo más baja


_____________________________________________________________________

comparativamente queda demostrado de nuevo el alto valor del ratio R/P que posee

esta zona.

Figura 24: Distribución de la producción, consumo y reservas de gas natural en 2009 (%). Fuente

Sedigas

2.4. Cadena de valor del gas natural

El proceso que sufre el gas natural desde su extracción del suelo hasta que se

dirige a su destino final para su consumo es muy complicado y se lleva a cabo

siguiendo las siguientes actividades: exploración del suelo en busca de yacimientos

de gas, extracción del gas almacenado, tratamiento del gas, licuefacción y transporte

en forma de gas natural licuado (GNL) y/o transporte como gas a través de

gasoductos, almacenamiento y distribución hasta los puntos de consumo.

Ligado al transporte y distribución del gas y entre ellos y los consumidores finales

se encuentra la comercialización del gas.


_____________________________________________________________________

EXPLORACIÓN EXTRACCIÓN TRATAMIENTO TRANSPORTE GASODUCTO

DISTRIBUCIÓN

ALMACENAMIENTO EN AASS

LICUEFACCIÓN

TRANSPORTE EN BUQUES

REGASIFICACIÓN

ALMACENAMIENTO EN TANQUES

TRANSPORTE CAMIÓN CISTERNA

PLANTA SATÉLITE

CONSUMO

GNL

GN

EXPLORACIÓN EXTRACCIÓN TRATAMIENTO TRANSPORTE GASODUCTO

DISTRIBUCIÓN

ALMACENAMIENTO EN AASS

LICUEFACCIÓN

TRANSPORTE EN BUQUES

REGASIFICACIÓN

ALMACENAMIENTO EN TANQUES

TRANSPORTE CAMIÓN CISTERNA

PLANTA SATÉLITE

CONSUMO

GNL

GN

Figura 25: Cadena de valor del gas natural y gas natural licuado

2.4.1. Exploración

Las prácticas para encontrar yacimientos de gas natural han sufrido una gran

transformación en los últimos veinte años gracias a la continua evolución de las

tecnologías. Antiguamente, la única forma de localizar dichos yacimientos consistía

en detectar emanaciones de gas en la superficie, resultando una técnica muy

ineficiente y difícil. Debido a que la demanda de energía procedente de combustibles

fósiles ha incrementado enormemente en los últimos años, la necesidad de crear

métodos exactos de exploración ha sido inminente.

El primer paso para la exploración suele ser examinar la estructura de la

superficie de la tierra determinando las áreas donde es geológicamente probable que

haya yacimientos de gas natural. Está probado que en las zonas de pendientes

anticlinales (en las formas geológicas plegadas producidas por orogenias, en el

pliegue convexo) hay una mayor probabilidad de que contengan yacimientos de gas.

Una vez se han localizado las zonas donde es posible que se encuentren los

yacimientos, se aplican técnicas avanzadas para la obtención de mayores detalles e

información acerca de las reservas. La técnica más extendida es la sísmica de

reflexión consistente en el estudio de cómo la energía, en forma de ondas, se mueve

por la corteza terrestre e interactúa con los diferentes tipos de suelos, rebotando de

manera diferente con cada uno de ellos y pudiéndose así definir la estructura y

orografía exacta de los yacimientos. Además de la sismología, existen otras


_____________________________________________________________________

tecnologías que permiten localizar los yacimientos de gas. Algunas de éstas

consisten en realizar profundos taladros en el suelo de manera que se puedan

estudiar las diferentes capas de suelos que existen, el uso de magnetómetros para

medir las propiedades magnéticas de los diferentes tipos de capas y el uso de

gravímetros para medir las diferencias del campo magnético de unos sitios a otros

de la tierra. Con los métodos de exploración más modernos, se puede ya conseguir

una imagen tridimensional del terreno explotado e incluso analizar su evolución en

el tiempo. Esta actividad es de una alta complejidad técnica y precisa de grandes

inversiones y especialización por lo que su desarrollo lo suelen realizar empresas

petrolíferas.

2.4.2. Explotación

Cuando un potencial yacimiento de gas ha sido detectado por los geólogos y

geofísicos y se ha comprobado la viabilidad técnica, legal y económica de la

extracción de gas del mismo, se procede a la perforación de pozos en el suelo donde

se encuentra. Hay situaciones en las que después de haber taladrado un pozo, se

descubre que no existe yacimiento de gas en el interior de la zona, por lo que la

excavación ha sido inútil. A este tipo de pozos se los denomina “pozos secos”,

mientras que a los pozos de los que efectivamente se puede extraer gas natural se los

denomina “pozos productivos”.

Existen dos técnicas principales de perforación del suelo. La primera es la

rotación directa que consiste en una pieza de metal rotatoria y afilada que va

perforando la corteza terrestre y dicha materia perforada se traslada a la superficie a

través del interior del brazo perforador. Es usada típicamente para pozos profundos

que están a alta presión. La segunda técnica es la llamada técnica de percusión o

perforación con cable y que consiste en levantar y dejar caer una broca de metal

muy pesada sobre el suelo de manera que vaya creando un agujero en el suelo. Se

usa para yacimientos poco profundos y sometidos a poca presión. El desarrollo

reciente de las técnicas de perforación horizontal permite acceder a yacimientos más

alejados desde una misma plataforma de extracción.


_____________________________________________________________________

Para la extracción de yacimientos offshore se utilizan las mismas técnicas que para

los yacimientos onshore, con la añadida dificultad de que la superficie de la tierra en

estos casos está a muchos metros por debajo del nivel del mar, por lo que se necesita

construir plataformas artificiales sobre el mar desde las que poder perforar. Esto

hace que exista un añadido coste y dificultad a la hora de la explotar este tipo de

yacimientos.

Los últimos avances en técnicas de extracción se están produciendo en la creciente

industria del gas no convencional, debido a los elevados precios de los combustibles

y a la escasez de las reservas de gas natural convencional.

2.4.3. Tratamiento

Tras haber extraído el gas natural del yacimiento, éste es sometido a diversos

tratamientos y es procesado para que pueda ser transportado y comercializado

correctamente. El gas natural que llega a los consumidores es prácticamente sólo

metano, a diferencia del que se extrae de los yacimientos. El gas natural que es

extraído del suelo contiene impurezas tales como agua, hidrocarburos, arena y otros

fluidos que son necesarias eliminar antes de ser comercializado. Además, tanto para

el transporte y distribución como para la comercialización del gas natural deben

cumplirse unos estándares de seguridad y calidad en las infraestructuras y en los

puntos de entrega. Asimismo, para facilitar el transporte del gas natural en estado

líquido deben eliminarse de la mezcla de gas componentes que puedan interferir en

el proceso de enfriamiento.

El procesamiento del gas natural puede ser muy complejo, pero normalmente

incluye los siguientes procesos para eliminar las impurezas: eliminación de aceites y

otros condensados, reducción del contenido del agua para evitar la corrosión y

deterioro de los gasoductos, eliminación de gases ácidos (sulfhídrico y dióxido de

carbono) que también deterioran los gasoductos y separación de los líquidos del gas

natural (etano, propano, butano, iso-butano y gasolina natural) ya que son muy

valiosos por separado. Además, se debe eliminar la arena contenida y evitar la

formación de hidratos utilizando pequeñas estufas de gas natural a lo largo de las


_____________________________________________________________________

tuberías. Todos estos procesos se llevan a cabo en plantas de procesamiento del gas,

aunque algunos de ellos pueden realizarse también a la salida de los pozos o en

plantas de extracción adicionales localizadas en los principales gasoductos.

2.4.4. Transporte y distribución

Una vez se ha tratado el gas natural, se transporta desde las zonas de producción

hasta las zonas de consumo. El sistema clásico de transporte de gas consiste en una

compleja red de gasoductos diseñada para transportar el gas de un punto a otro de

una manera rápida y eficiente. Los gasoductos son tuberías de acero al carbono de

alto límite elástico y con todas sus uniones soldadas, que son fijas y subterráneas

estando enterradas en la superficie terrestre o en el fondo de los océanos. Como

protección contra la corrosión que provoca una reducción de la vida útil del

gasoducto, éstos están revestidos exteriormente con una lámina de polietileno de 2-3

mm. que evita el contacto directo del acero con el terreno y además cuentan con un

sistema de protección catódica que establece la tensión galvánica suficiente para que

no se produzca la corrosión. Al estar enterrados, los gasoductos es uno de los

métodos de transporte y distribución de energía más seguros. Comparado con otras

formas de energía, el transporte del gas es muy eficiente si se considera la pequeña

proporción de energía perdida entre el origen y su destino final.

Para hacer circular el gas natural a través de los gasoductos se aumenta la presión

del mismo, reduciendo su volumen, en determinados puntos a través de estaciones

de compresión, que aseguran el correcto y necesario nivel de presión a lo largo del

gasoducto compensando las posibles pérdidas que se producen en el transporte y

asegurando la circulación de los caudales de gas. Asimismo, existen estaciones de

control que ayudan a los propietarios de los gasoductos a mantener un control de los

flujos de gas al recibir las medidas de presiones, temperaturas, caudales y poderes

caloríficos de diferentes puntos a lo largo del gasoducto. Este tipo de estaciones

ayudan a detectar rápidamente cualquier tipo de disfunción, pérdida o actividad

inusual en el funcionamiento de los gasoductos.


_____________________________________________________________________

Para asegurar el correcto funcionamiento de la extensa red de gasoductos, de

manera que sean seguros y eficientes, los propietarios de las mismas realizan

inspecciones rutinarias para detectar cualquier defecto o corrosión. Para esto,

utilizan sofisticados equipos o escáneres denominados smart pigs que son

impulsados a través de los gasoductos para evaluar el estado del interior de los

mismos comprobando su grosor y redondez y detectando cualquier signo de

corrosión o fuga o defecto que pueda impedir el perfecto flujo del gas o pueda

provocar cualquier tipo de riesgo.

Existen diferentes tipos de gasoductos dependiendo de la capacidad de gas que

transporten, clasificándose según la diferencia de presión entre sus extremos y su

diámetro.

Red de transporte compuesta por gasoductos de alta presión: Transportan el

gas desde las plantas de procesamiento hasta las zonas de alta demanda de

gas, que suelen ser zonas urbanas muy pobladas. El gas natural por estos

gasoductos viaja a muy alta presión, con presiones máximas de 72 y 80 bar, lo

que reduce mucho el volumen del gas impulsándolo a lo largo del gasoducto.

Desde la red de transporte, el gas natural se dirige bien a las redes de

distribución a través de los puntos de conexión transporte-distribución

(PCTD) que lo hacen llegar hasta todos los puntos de consumo, o bien

directamente a lo clientes industriales y ciclos combinados, denominados

clientes de línea directa, a los cuales se les puede abastecer a alta presión

(mayor de 16 bar, hasta los 25 aproximadamente) o a media presión (entre 4 y

16 bar). A través de las estaciones de regulación y medida (ERM) situadas en

los nodos que unen la red de transporte y la de distribución y por medio de

unos reguladores de presión de membrana se baja y regula la presión de

salida que se necesite para el suministro. En estos puntos es donde se añaden

las sustancias odorizantes que posibiliten la detección de cualquier fuga.

Red de distribución: Trasportan el gas desde la red de transporte hasta los

puntos finales de consumo. Este tipo de gasoductos están situados en las

ciudades y pueblos más pequeños de manera que se pueda abastecer a todos


_____________________________________________________________________

los clientes de gas natural. En este caso, el gas natural viaja a baja presión

(menor de 16 bar) suministrando dicho gas a una presión menor de entre 4 y

0,05 bar.

Los diámetros de los gasoductos a instalar dependen principalmente de la

naturaleza del gas y su densidad característica, de la caída de presión que se admita

en el mismo influenciada por el caudal y la presión a la que circule, y la velocidad de

circulación. Generalmente, los gasoductos de las redes de transporte tienen un

diámetro de 1-1,20 m. y los de las redes de distribución de 40-70 cm.

En los casos en los que ni la red de transporte ni la red de distribución pueden

llegar hasta un cliente determinado, bien porque sean clientes industriales que estén

aislados y no puedan ser clientes de línea directa a través de la red de transporte

siempre que éstos tengan suficiente volumen de consumo, o bien porque sean

pueblos muy pequeños donde las redes de transporte no llegan a las redes de

distribución de la zona, se construyen plantas satélites que suministran gas natural

exclusivamente al cliente o a la zona específica.

El gas natural licuado (GNL)

Además del transporte del gas a través de gasoductos, el gas también puede ser

transportado en forma de gas natural licuado (GNL) a través de buques metaneros.

Este método de transporte hace posible el aprovisionamiento de gas procedente de

reservas muy alejadas y que tienen prácticamente una demanda local nula, cuyo

transporte por gasoducto no hubiera sido rentable. Esto supone un avance muy

importante ya que aumenta el número de reservas de gas accesibles

económicamente hablando para el abastecimiento de todos los países del mundo.

El gas natural licuado se obtiene al enfriar gas natural hasta los -162 ºC a presión

normal, obteniendo el gas en estado líquido de manera que ocupa un volumen

aproximadamente seiscientas veces menor que el gas natural en estado gaseoso. El

proceso de licuado además permite retirar el oxígeno, el dióxido de carbono, los

componentes de azufre y el agua, resultando prácticamente metano puro. El GNL


_____________________________________________________________________

tiene la añadida ventaja que cuando se reconvierte al estado gaseoso, sólo arde en

concentraciones de 5-15% mezclados con aire, y en caso de mezclarse con otro gas,

no ardería en una atmósfera libre, por lo que en el caso de derrame, el gas natural

tiene una posibilidad muy pequeña de provocar una explosión.

Otra ventaja del GNL es que no vincula puntos de consumo con orígenes

determinados de gas, lo que facilita en gran medida la diversificación de los orígenes

de los aprovisionamientos y de esta manera el aumento de la competencia del

mercado al reducir el riesgo del suministro.

A pesar de que el GNL es relativamente caro de producir, los avances en la

tecnología están reduciendo los costes asociados a la licuefacción y regasificación del

gas.

En las plantas de licuefacción el gas natural se transforma en gas líquido y para

conseguir el enfriamiento capaz de licuar el gas que se necesita una cantidad de

energía de aproximadamente un 10% de la cantidad de gas convertido. El GNL se

almacena tras su licuefacción en tanques ubicados en dichas plantas hasta que sea

transportado para su uso.

El transporte del GNL se realiza por vía marítima a través de buques metaneros

capaces de transportarlo y descargarlo. Estos barcos contienen tanques de GNL

capaces de cargar una capacidad de entre 25.000 y 270.000 m3 (equivalente a un día

de demanda punta total en España) aunque los volúmenes más habituales están

comprendidos entre 90.000 y 170.000 m3. Los tanques de GNL tienen las paredes

aislantes y mantienen el gas natural en estado líquido por autorefrigeración, proceso

por el cual el GNL se mantiene constantemente en su punto de ebullición de manera

que cualquier exceso de calor se reutiliza para la propulsión de estos buques.

Actualmente también se propulsan los buques con motores de fuel-oil.

La descarga del GNL de los buques se realiza mediante los brazos de descarga

que contienen dichos buques y se bombea directamente a los tanques de las plantas

de regasificación para su almacenamiento y posterior regasificación antes de ser


_____________________________________________________________________

transportado por los gasoductos. La regasificación del gas natural se lleva a cabo

mediante el aumento de su temperatura hasta la temperatura ambiente mediante el

aprovechamiento del agua en intercambiadores de calor.

También se puede cargar directamente en camiones cisternas que transportaran el

GNL por carretera hasta las plantas satélite, donde el gas será regasificado y después

conducido a la red de distribución de dicha zona para suministrar el gas.

Figura 26: Comparación de costes de transporte del gas natural

Como se puede observar en la Figura 26, cuando la distancia de transporte es

menor a 1600 Km. lo más barato es el transporte mediante gasoductos. A partir de

1600 Km. es más rentable el transporte a través de barcos que los gasoductos

submarinos, aunque todavía es más rentable el gasoducto terrestre. El gasoducto

terrestre se vuelve menos rentable a partir de los 4250 Km. (cuyo coste supera al

transporte por barco). Luego a partir de 4250 Km. lo normal es el transporte

marítimo. Se puede observar que el precio del transporte marítimo es casi constante,

siendo el precio medio de unos 1,5 $/MMBtu2 mientras que la gráfica de los

gasoductos es ascendente con una pendiente considerable.

2 MMBtu –Millones de unidades térmicas británicas. Se utiliza para medidas de energía calorífica.


_____________________________________________________________________

2.4.5. Almacenamiento

El almacenamiento del gas natural surge como solución ante las variaciones

estacionales de la demanda del mismo (debido a los usos industriales y

convencionales) y como consecuencia de la necesidad de importar prácticamente

todo el gas natural consumido, teniendo una fuerte dependencia de dichos

aprovisionamientos.

El tipo de almacenamiento más común es el almacenamiento subterráneo, ya que

tiene grandes ventajas frente a los almacenamientos en superficie desde el punto de

vista técnico y económico. La mayor ventaja que tienen es su capacidad, ya que

aprovechan la compresibilidad del gas a bajas profundidades para poder aumentar

el volumen de gas almacenado. Los almacenamientos subterráneos (AASS) consisten

en crear un yacimiento artificial de gas natural. Los primeros almacenamientos

subterráneos que existieron y los más sencillos se construyeron rellenando mediante

inyección un yacimiento de gas o petróleo que ya estuviera agotado. Asimismo, se

pueden crear artificialmente reproduciendo las condiciones de porosidad y

permeabilidad de dichas estructuras. De esta manera, el gas natural se puede

almacenar en yacimientos ya explotados, en acuíferos, en cavernas de sal y en minas.

Desde el punto de vista operativo, los AASS se diferencian entre sí teniendo en

cuenta las siguientes características: la capacidad total de gas (volumen máximo de

gas que puede ser almacenado), el gas total almacenado, el gas “colchón” (volumen

de gas permanente que es necesario para garantizar una presión y capacidad de

extracción adecuadas y constantes), volumen de gas “útil“ (gas disponible para el

mercado, de manera que se considera inyectable o extraíble) y las capacidades de

extracción e inyección y que definirán el tipo de servicios que pueden prestar dichos

almacenamientos.

Los usos de los AASS han ido aumentando pasando de servir sólo para usos a

largo plazo (almacenamiento en verano y consumo en invierno), a utilizarse como

recurso ante las estacionalidades diarias (picos cortos o día-noche por ejemplo) y

ante fuertes puntas de demanda ocasionadas por ejemplo en el día más frío del año.


_____________________________________________________________________

Asimismo, estos almacenamientos se utilizan estratégicamente para la

minimización de los riesgos de interrupción de suministro provocado por fallos en el

abastecimiento o en las redes de distribución.

Las comercializadoras de gas utilizan los AASS para aumentar el factor de carga y

realizar ajustes a lo largo del año consiguiendo una mayor efectividad en sus

actividades y reduciendo el coste final de distribución del gas.

El uso más reciente de los AASS se da “en algunos países como Estados Unidos

con fines comerciales permitiendo arbitrar los precios entre los periodos de

abundancia y escasez. El uso de los almacenamientos con estos fines, aprovechando

los periodos de alta y baja demanda y la fluctuación de los precios que éstos

generan, proporcionando unos beneficios considerables a las compañías operadoras.

En Estado Unidos, los almacenamientos llegan a condicionar incluso los precios del

gas: por ejemplo si al final de la temporada de invierno, cuando el gas de trabajo

disponible es mínimo, se produce un recrudecimiento de las condiciones climáticas y

se tiene una ola de frío que genera una repentina punta de demanda, se producirá

un fuerte incremento de los precios del gas en el mercado spot”.3

Otra opción para almacenar el gas natural es en forma de GNL en tanques

situados en las plantas de regasificación. En España este tipo de almacenamientos

toma especial importancia debido al alto porcentaje de importaciones de GNL para

cubrir la demanda, siendo el número de éstos muy superior al de otros países.

3 Álvarez Pelgry, E. y Balbás Peláez, J. (2003), “El gas natural: Del yacimiento al consumidor. Aprovisionamientos y

cadena del gas natural licuado”, CIE Inversiones Editoriales.


_____________________________________________________________________

2.5. El gas natural y el medio ambiente

El gas natural, como bien se ha dicho en apartados anteriores, se considera la

fuente de energía más limpia en comparación con los otros combustibles fósiles

existentes en la actualidad, teniendo muy poco impacto ambiental a lo largo de la

cadena de valor del mismo.

Su combustión, al igual que la del resto de combustibles fósiles produce

principalmente CO2 y vapor de agua. El motivo de calificación de "más limpio" es

debido a su composición química. La proporción de hidrógeno/carbono es mayor

que en el resto de combustibles.

Esto conlleva unas emisiones de CO2, producto de la combustión, de un 25- 30%

menor que en el caso del petróleo, y un 40-50% menor que en el caso del carbón, por

unidad de energía producida. Teniendo en cuenta las altas eficiencias de los

procesos de combustión del gas natural y las avanzadas tecnologías de recuperación

de calor en los mismos, las proporciones de contaminación emitidas finalmente son

aún menores.

0

20000

40000

60000

80000

100000

Gas Natural Petróleo Carbón

Figura 27: Comparación de emisiones de CO2 de los combustibles fósiles (Kg/MBtu). Fuente Enagás

Cuando se habla de emisiones contaminantes a la atmósfera, se debe tener en

cuenta por una parte los gases que son originados por la actividad humana y que

provocan el calentamiento del planeta o efecto invernadero (CO2, CH4, NOx, CFCs y

vapor de agua) y los que originan la lluvia ácida (NOx y SO2), así como la emisión de

mercurio y otras partículas, tales como cenizas o polvo.


_____________________________________________________________________

Por un lado, el sistema de suministro de gas natural en Europa Occidental es

considerado unos de los más limpios, seguros y eficientes de todo el mundo,

teniendo unas fugas estimadas del 7% del total suministrado lo que supone

únicamente un 2% del total del metano emitido a la atmósfera como consecuencia de

la actividad humana. Asimismo, hay que tener en cuenta que aproximadamente un

25% de estas fugas se oxidan en el terreno antes de salir a la atmósfera, lo que reduce

aún más el porcentaje anterior.

Por otro lado, el gas natural contiene muy poco azufre, por lo que las emisiones

de SO2 son mínimas comparadas con las emitidas por los otros combustibles fósiles.

Asimismo, las emisiones de NOx son muy reducidas gracias al uso de quemadores

de bajo NOx.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Gas Natural Petróleo Carbón

Monóxido decarbono (CO)

Óxidos denitrógeno(NOx)Dióxido deazufre (SO2)

Otraspartículas

Mercurio

Figura 28: Comparación de otras emisiones de los diferentes combustibles fósiles (Kg/MBtu).

Fuente Enagás

Si se estudia la cadena de valor del gas desde el punto de vista del impacto

medioambiental que produce, se observa que éste es mínimo.

En el proceso de extracción del gas del suelo, los impactos ambientales que se

producen son muy puntuales, reduciéndose a pequeños cambios en el paisaje,

emisión de ruidos y generación de restos vegetales e inertes.

Para convertir el gas en GNL en las plantas de licuefacción se requiere un

consumo de energía alto, lo que supone la principal repercusión medioambiental de


_____________________________________________________________________

este proceso. La regasificación, sin embargo, al realizarse en intercambiadores de

calor con agua de mar, tiene un impacto muy pequeño ya que no produce residuos

ni emisiones durante el proceso.

El transporte y distribución del gas mediante gasoductos en sí mismo no presenta

ningún impacto ya que éstos son subterráneos y no afectan al entorno. Sin embargo,

durante la construcción de dichos gasoductos sí se genera un impacto ambiental

importante por lo que la planificación cuidadosa de los mismos con el fin de

proteger el patrimonio arqueológico, los paisajes, la fauna autóctona y los recursos

hídricos de la zona por la que pasan tiene mucha importancia, estando obligados a

respetar todo lo anterior y a restaurar el medio una vez terminadas las obras.

Igualmente, el almacenamiento del gas se hace en almacenamientos subterráneos y

aprovechando formaciones geológicas ya existentes por lo que no existe impacto

ambiental en este proceso.

Para finalizar, con el objetivo de reducir las pequeñas emanaciones de gas natural

al exterior que se produzcan durante los procesos anteriores, se instalan equipos de

medición que controlen dicho fenómeno así como se recupera el gas natural perdido

y se vaporiza en tanques y cisternas (boil-off), se recubren los gasoductos con capas

de polietileno y se utilizan métodos de conexión en carga.

EL MERCADO DEL GAS NATURAL

El mercado del gas natural 63

_____________________________________________________________________

3. El mercado del gas natural

3.1. Evolución del mercado del gas hacia la liberalización

Las actividades que llevan a cabo las empresas que operan en el sector energético

han constituido durante muchos años un claro ejemplo de monopolio natural. Este

término consiste en un caso particular de monopolio en el cual una empresa puede

producir toda la demanda del mercado con un coste menor que si hubiera varias

empresas compitiendo. Este hecho suele darse en mercados donde las inversiones

iniciales y costes de mantenimiento son muy altos y se debe principalmente a la

existencia de fuertes economías de escala4. De esta manera, en este tipo de sectores,

la existencia de una única empresa resulta eficiente ya que así se consigue minimizar

los costes totales del servicio y como consecuencia los precios para los consumidores.

De este modo, casi todos los países establecían un sector energético de ámbito

nacional con estructura de monopolio u oligopolio.

Así, hasta la crisis del petróleo del año 1973, todas las empresas energéticas

(gasistas, eléctricas y petroleras) perseguían tener un tamaño lo suficientemente

grande como para poder hacer frente a sus proyectos de inversión en condiciones

favorables. Como consecuencia, muchas de estas empresas eran de propiedad

pública y el monopolio era regulado y controlado dichas entidades públicas

(gobiernos en Europa y Comisiones Reguladoras en Estado Unidos) ante las cuales

debían pedir autorización para el suministro y eran éstas las encargadas de fijar las

tarifas de manera que se mantuviera un equilibrio entre los intereses de los

consumidores y los de los accionistas de las empresas energéticas. Estas tarifas se

regulaban de manera que se cubrieran todos los costes incurridos, incluida una tasa

de retribución del capital comparable con la rentabilidad obtenida por otros sectores

con un nivel de riesgo similar, de manera que el coste de oportunidad del capital

fuera similar. Esta forma de regulación se denomina cost-plus o cost-of-service.

4 Cuanto mayor es la cantidad producida por la empresa, menor es el coste de producción.


_____________________________________________________________________

Sin embargo, esta forma de regulación tenía varios problemas. El primero era que

no incentivaba a las empresas a mejorar su eficiencia ya que, al ser todos los costes

de estas empresas eran las tarifas, dicha mejora de la eficiencia no daba mayores

beneficios sino menores precios para los consumidores y como consecuencia no la

mejoraban. En segundo lugar, debido a que el regulador era el que aseguraba cubrir

todos los costes de las empresas, era éste también el que autorizaba sus inversiones y

de esta manera si la decisión de inversión era incorrecta, los costes ocasionados como

consecuencia se traducían en un aumento de las tarifas. Por último y como

consecuencia de lo anterior, el regulador tenía una tendencia a sobreinvertir de

manera que nunca se le exigieran responsabilidades por faltas de suministro, lo que

suponía un aumento de las tarifas que debían pagar los consumidores. En resumen,

los consumidores eran los que asumían indirectamente los errores de las empresas y

reguladores al pagar mayores tarifas por el suministro de energía y la falta de

incentivos para mejorar la eficiencia energética de las empresas perjudicaba, entre

otras cosas, a la seguridad del suministro.

Tras la crisis del petróleo, a partir de los años 80, el coste de la energía paso a ser

una prioridad en la política lo que derivó en un primer momento en nuevas formas

de regulación de las tarifas que solucionaban los problemas anteriores y a largo

plazo la liberalización de los precios de las fuentes de energía y de los sectores

energéticos. En primer lugar fue el sector del petróleo y posteriormente, a finales de

los 80, los sectores eléctrico y gasista en comenzar los procesos de liberalización.

En un mercado liberalizado, los agentes son los que toman las decisiones de

inversión asumiendo los riesgos y los costes de sus errores, ya que si éste

sobreinvierte, corre el riesgo de disminuir el precio del mercado y no poder

recuperar la inversión hecha, perdiendo por el contrario, en caso de tomar la

decisión de invertir poco, la oportunidad de aumentar sus beneficios si el precio del

mercado resulta ser alto. De esta manera, los incentivos de aumentar la eficiencia de

la empresa son muy grandes debido que supone una gran ventaja competitiva.

Asimismo, los agentes deben responder ante las fluctuaciones de los precios,


_____________________________________________________________________

aumentando su producción cuando el precio es alto y adaptando sus planes de

mantenimiento si el precio es bajo con el objetivo de conseguir los mínimos costes.

Asimismo, la globalización de la economía y la necesidad de competir en los

mercados internacionales afecta de manera directa a los sectores energéticos. En este

contexto, la liberalización de dichos sectores es una herramienta crítica para

aumentar la eficiencia y competitividad de la economía. De esta manera, la

regulación debe crearse en concordancia con lo anterior, y de acuerdo con lo

expresado en el artículo de la ICE (Información Comercial Española, Cuadernos

Económicos), La Liberación del Mercado del Gas5, “la regulación debe cobrar un papel de

árbitro que asiste al juego libremente practicado por los agentes, observando el

cumplimiento de reglas de competencia e incentivando aquellos mecanismos que

propicien el ahorro, la eficiencia y el respeto medioambiental, para los que el

mercado por sí solo no es capaz de enviar señales suficientes”.

3.1.1. Panorama internacional

La disponibilidad de los recursos de gas natural y la existencia de infraestructuras

e instalaciones necesarias para el correcto suministro del mismo varía notablemente

de un país a otro debido principalmente a las diferentes posiciones políticas elegidas

por los Estados para diversificar los suministros. En concreto en Europa, estas

diferencias unidas a la falta de suficientes conexiones internacionales y a la poca

disposición de los agentes establecidos para integrar el mercado han impedido a lo

largo de los años que se haya desarrollado un único mercado del gas en el ámbito de

la Unión Europea favoreciendo por el contrario la segmentación de los mercados, de

manera que cada país tiene su mercado nacional diferente en estructura y nivel de

desarrollo. Sin embargo, una de las principales prioridades de la Comunidad

Europea ha sido desde 1985 la elaboración de un mercado interior, creando

directivas sobre el tránsito de gas natural entre grandes redes, sobre transparencia

de los precios para los consumidores y sobre reglas comunes a todos los mercados.

5 Faina, A. García-Lorenzo, A. López-Rodríguez, J. (Julio 2003) “La liberalización del mercado del gas”, en

“Infraestructuras: Transportes e Industrias de Red”, ICE.


_____________________________________________________________________

A pesar de las diferencias entre los mercados, muchas de las características

principales son comunes por lo que un marco regulatorio común que contemple la

regulación mínima del mercado del gas que fomente el proceso de liberalización es

necesario.

Ante esta situación, en 1998 el Consejo y Parlamente Europeo aprobaron la

Directiva 98/30/CE, que con el objetivo de favorecer un único mercado del gas y de

sentar las bases para la liberalización ordenada de los sectores gasistas, establece

normas comunes para las actividades de almacenamiento, transporte, distribución y

suministro de gas natural, definiendo las modalidades de organización y

funcionamiento del sector, las condiciones de acceso al mercado, los criterios y

procedimientos aplicables en relación con la autorización de nuevas instalaciones,

así como las condiciones de acceso y explotación de las redes gasistas. Esta Directiva

está basada en principios que han sido fundamentales para el desarrollo legislativo

del sector del gas. Entre ellos cabe destacar: La apertura de los mercados, por medio

de la especificación por parte de cada estado de los clientes “elegibles”6; el acceso de

terceros a las redes (ATR), que obligaba a los propietarios de las redes de transporte

y distribución a permitir a terceros agentes el acceso a sus redes en términos

equitativos y no gratuitos llevándose a cabo mediante la formalización de contratos;

la separación legal y/o contable de las actividades de importación de gas,

regasificación, transporte, almacenamiento y distribución realizadas por un mismo

grupo empresarial; y la reciprocidad entre países.

En el año 2003, con el propósito de acelerar la liberalización del mercado del gas y

la apertura de dichos mercados nacionales, la Comisión Europea (CE) publicó la

Directiva 2003/55/CE, de manera que se contribuyese al avance en la creación del

mercado único del gas. De este modo, se estableció que a partir del 1 de julio de 2004

los consumidores industriales podrían elegir libremente a su proveedor de gas, lo

que se ampliaría a partir de julio de 2007 a los consumidores domésticos. Asimismo,

6 Los clientes “elegibles” eran considerados aquellos a los que cada Estado concedía la capacidad legal para elegir

suministrador y contratar libremente el gas natural. La Directiva señalaba que entre estos clientes debían estar

incluidos los productores de electricidad a partir de gas natural, los comercializadores de gas y ciertos clientes

industriales de gran consumo.


_____________________________________________________________________

esta Directiva introdujo la separación jurídica entre transporte y distribución,

normas destinadas a acentuar el libre acceso a las redes y otras infraestructuras, la

seguridad de suministro nombrando gestores de redes de transporte y distribución y

gestores de otras infraestructuras cuya función será la explotación, mantenimiento y

desarrollo de dichas infraestructuras gasistas garantizando la seguridad, fiabilidad,

eficacia e interconexión de las mismas y respetando el medio ambiente y el libre

acceso de terceros a la red basándose en tarifas reguladas públicas, y la protección a

los consumidores7. Adicionalmente, la Directiva considera la posibilidad de que

cada uno de los Estados imponga obligaciones propias de servicio público a las

empresas con el fin de garantizar la seguridad, regularidad y calidad del suministro,

el precio del mismo y la protección del medio ambiente. Los Estados miembros de la

Unión Europea tienen hasta el 3 de marzo de 2011 para el cumplimiento de las

medidas especificadas en dicha Directiva.

Por último, en 2009 se aprobó la Directiva 2009/73/CE modificando la anterior

Directiva en cuanto a normas para el mercado interior del gas natural con el objetivo

de impulsarlo definitivamente. Está basada en una serie de principios básicos entre

los que destaca la separación firme de las actividades de producción y suministro de

la gestión de las redes de transporte a través de la separación de la propiedad o a

través de un gestor de la red independiente, el aumento de las competencias y la

independencia de los reguladores nacionales, que deberán cooperar a través de una

agencia de cooperación de los reguladores de la energía (ACER) con capacidad para

tomar decisiones vinculantes e imponer sanciones, la creación de un gestor

supranacional de redes de transporte (ENTSO-G), y la mejora del funcionamiento

del mercado de gas fomentando una mayor transparencia y el libre acceso efectivo a

las instalaciones de almacenamiento y otras infraestructuras de GNL.

7 La Directiva establece normas mínimas comunes para garantizar un alto nivel de protección de los consumidores

como el derecho a cambiar de proveedor, a transparencia en las condiciones de los contratos o a información general.

Además, introduce medidas para garantizar una protección adecuada de los consumidores más vulnerables tales como

evitar la interrupción del suministro de gas en determinados supuestos.


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3.1.2. España

De acuerdo con la estructura energética española, el gas natural ha sido el último

recurso energético al que se ha accedido, siendo éste importado casi en su totalidad.

El gas natural se desarrolla en España más tarde que en el resto de países homólogos

de Europa, no comenzando a distribuirse hasta los años setenta por Catalana de Gas

y Gas Natural SA.

En 1969 se recibió el primer cargamento de gas natural en España en forma de

GNL proveniente de Libia y fue descargado y regasificado en la planta de

regasificación de Barcelona, primera planta en España, que abastecía de gas natural a

todo el área urbana de la cuidad. En 1974 se empezó a suministrar GNL procedente

de Argelia, pero como consecuencia de la crisis económica de los años ochenta, el

desarrollo de las infraestructuras gasistas se retrasó y exigió la renegociación de los

contratos a largo plazo de suministro de GNL. En 1986 se firmó el “Protocolo de

Intenciones para el Desarrollo del Gas Natural en España”8 que tenía como objetivo

impulsar el crecimiento del sector del gas natural en España, así como su consumo

de manera que pudiera alcanzar niveles similares a los europeos.

El desarrollo del gas natural en esos momentos estuvo marcado por dos hechos

fundamentales: la creación de la sociedad pública Enagás, la cual tenía el monopolio

de los aprovisionamientos, y la aprobación de la Ley 10/87 de Disposiciones Básicas

para un Desarrollo Coordinado de Actuaciones en Materia de Combustibles

Gaseosos, para dar cobertura legal al desarrollo del mismo. Ésta última era la

principal norma reguladora y se centraba en las metas de alcanzar la completa

liberalización del mercado minorista de gas natural y de desarrollar un marco

regulatorio estable que fomentase la creación de nuevas infraestructuras gasistas que

pudieran hacer frente al crecimiento continuo de la demanda y favorecieran la

diversificación de los múltiples aprovisionamientos de gas necesarios.

8 El “Protocolo de Intenciones para el Desarrollo del Gas Natural en España” fue firmado por el Ministerio de

Industria y Energía (MINER) y las principales empresas de distribución y suministro de gas natural y supuso la puesta

en marcha de un plan de expansión a largo plazo de las infraestructuras gasistas en España, así como una reordenación

normativa y organizativa del sector.


_____________________________________________________________________

De esta manera, la regulación española no sólo desarrolla los principios de las

Directivas publicadas por la CE de carácter obligatorio para los miembros de la

Unión Europea, sino que en muchos sentidos va más allá, siendo la ley básica en la

que se basa el RD 34/1998 o Ley de Hidrocarburos. Esta ley supone el paso hacia un

nuevo mercado liberalizado introduciendo mecanismos de competencia y apertura

del sector gasista, basado hasta el momento en un monopolio en el que el grupo Gas

Natural SDG desempeñaba todas las actividades relacionadas con el gas natural.

Anterior a esta ley, cabe destacar varias normativas que fueron aprobadas por el

gobierno español en previsión de la aprobación de las Directivas por la CE,

adelantándose en muchas cosas a las mismas. En primer lugar, introdujo en la

normativa gasista un sistema de Acceso de Terceros a la Red (ATR) tutelado por la

administración y basado en la negociación por las partes de los términos de cada

contrato a través de la aprobación del Real Decreto 1377/1966, de 7 de junio de 1996,

de medidas económicas de liberalización, y del Real Decreto 2003/1966, de 6 de

septiembre de 1996, de acceso de terceros a la red nacional de gasoductos y las

plantas de regasificación susceptibles de alimentarla. Con esta nueva normativa se

pretendía introducir en el mercado gasista español una cierta competencia y

garantizar el acceso a dichas infraestructuras a los clientes que ejercieran el derecho a

ser considerados elegibles o cualificados, considerándose estos últimos los que

tuvieran un consumo anual superior a 1,2 millones de m3/día. Un año después, se

publicó el Real Decreto 1914/1997, de 19 de diciembre, que establece nuevas

condiciones de acceso de terceros a las instalaciones de recepción, regasificación,

almacenamiento y transporte de gas natural, derogando el Decreto anterior, y

tratando de impulsar el desarrollo suficiente de la red nacional de gasoductos y su

correcto aprovechamiento, y las necesidades de diversificación de los

aprovisionamientos de manera que se consiguiera una mayor eficiencia y

competencia en la gestión de las redes. Este Decreto redujo los umbrales de consumo

mínimo exigido para tener acceso a las redes hasta 25 millones de m3/año y con él se

pasó a un sistema de acceso a la red regulado estableciéndose por un lado las

obligaciones y derechos de las empresas y consumidores cualificados y por otro los


_____________________________________________________________________

principios generales de régimen económico aplicables a la determinación de tarifas,

peajes y cánones así como valores concretos para los mismos.

De este modo se llega a una de las piezas básicas de la regulación española del

gas, la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. Esta ley define

una nueva forma de funcionamiento del mercado del gas distinguiendo cinco tipos

de agentes distintos que podrán operar en él y quedando definido el papel de cada

uno de ellos: transportistas, distribuidores, comercializadores, consumidores

cualificados y consumidores no cualificados. De esta manera, se incorpora por

primera vez la figura del comercializador, que agrupa consumos y vende

directamente a los clientes que ejerzan su derecho a ser cualificados, estableciéndose

un umbral de consumo de 20 millones de m3/año para ser considerado cualificado y

definiéndose una previsión de disminución progresiva del mismo a lo largo del

tiempo. De este modo, la Ley de Hidrocarburos define uno de sus objetivos

principales, a saber, la liberalización total del comercio mayorista y progresivo del

sector minorista. Como consecuencia de esta ley se obtuvo un nivel de apertura del

mercado del 45% (% de consumo).

Quedan así separadas las actividades reguladas y las actividades en libre

competencia ya que se debe tener en cuenta que existen actividades dentro del

sistema gasista, tales como la regasificación, el almacenamiento, el transporte y la

distribución, que se encuentran sujetas a significativas economías de escala y por

tanto pueden considerarse monopolios naturales. Es por este motivo que dichas

actividades están sujetas a un sistema de ingresos regulados a diferencia de otras

actividades como el aprovisionamiento y la comercialización de gas que se

desarrollan en un régimen de libre competencia.

De la misma forma, esta ley obliga a una separación jurídica dentro del mismo

grupo empresarial de las actividades reguladas (regasificación, almacenamiento,

transporte y distribución) y las de libre competencia (comercialización y

aprovisionamiento) así como a una separación contable de las actividades reguladas

realizadas dentro del mismo grupo.


_____________________________________________________________________

La Ley del Sector de Hidrocarburos define el libre acceso de terceros a la red,

estableciendo que tanto los transportistas como los distribuidores tienen el deber de

permitir el acceso transparente, objetivo y no discriminatorio de terceros a sus

instalaciones a cambio de una contraprestación económica por el uso de dichas

instalaciones, determinada por las tarifas y cánones de acceso. Esta ley extiende el

derecho de acceso regulado a los almacenamientos subterráneos a diferencia de lo

establecido en la normativa europea que sólo lo aplica a los gasoductos de transporte

y distribución y a las plantas de regasificación. Por tanto, esta ley fomenta el

desarrollo de la competencia en las actividades de aprovisionamiento y suministro

de energía garantizando el libre acceso de terceros al sistema, ya que no tiene ningún

sentido duplicar redes u otras infraestructuras del sistema gasista sino aumentar la

eficiencia de éstas.

Con el fin de garantizar el correcto suministro de gas y debido a la fuerte

dependencia española de aprovisionamientos procedentes del exterior de gas

natural, esta ley estableció una regulación de existencias mínimas de seguridad y de

carácter estratégico estableciendo obligaciones por parte de los agentes de

mantenimiento (Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos

(CORES)) de existencias mínimas de seguridad y de diversificación de los

aprovisionamientos. Por una parte, establecía que tanto los comercializadores como

los consumidores directos en mercado que no se suministren de ningún

comercializador deberán mantener unas existencias mínimas de seguridad de 20

días equivalentes de sus ventas firmes en España (en el caso de los consumidores

directos, expresadas en días equivalentes de sus consumos firmes en la parte no

suministrada por un comercializador). Por otro lado y en relación a la obligación de

diversificación del suministro, tanto los comercializadores como los consumidores

directos con una cuota de mercado superior al 7% deberán diversificar sus

aprovisionamientos cuando en la suma de todos ellos la proporción de los

provenientes de un mismo país sea superior al 50%.

Asimismo, como consecuencia de la creciente demanda de gas y la necesidad de

adaptar las infraestructuras a dicha demanda, la Administración establece un


_____________________________________________________________________

régimen de planificación al que están sometidas las diferentes infraestructuras del

sistema gasista con carácter vinculante que tiene como objetivo facilitar un marco

legal que garantice el correcto desarrollo de dichas infraestructuras.

Tras la Ley de Hidrocarburos de 1998, se suceden diferentes Reales Decretos que

van ampliando los umbrales de elegibilidad y por tanto la apertura del mercado

obteniendo una apertura del 73% y situándose el umbral de elegibilidad en un

consumo anual de 3 millones de m3/año ya en el año 2000 con el Real Decreto-ley

6/2000, de 23 de junio, de medidas urgentes de intensificación de la competencia en

mercados de bienes y servicios, con la que se pretendía impulsar la competencia del

mercado gasista español.

La otra pieza clave de la regulación actual del mercado del gas lo constituye el

Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las

instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de

gas natural. Este Real Decreto tiene tres objetivos principales que son: garantizar un

desarrollo suficiente de las infraestructuras mediante un sistema de retribuciones

que permita una adecuada rentabilidad de las inversiones, diseñar un sistema de

tarifas, peajes y cánones regulado y basado en costes, con el fin de imputar a cada

consumidor los costes en que incurra el sistema relativos a su consumo y regular el

acceso de terceros a la red, de forma que su aplicación sea objetiva, transparente y no

discriminatoria, de manera que se garantice la seguridad del suministro y se llegue a

una liberalización efectiva en el sector dando el servicio al consumidor final con la

máxima calidad y precios competitivos.

En primer lugar, se establece el proceso a través del cual se lleva a cabo el acceso

de terceros a las infraestructuras gasistas. Dicho proceso está compuesto de varias

fases:

Solicitud de acceso a las redes a través de peticiones formales de reserva de

capacidad que serán evaluadas por el Gestor Técnico del Sistema (GTS) y que

podrán ser denegadas en caso de falta de capacidad disponible. El criterio de


_____________________________________________________________________

asignación de la capacidad de transporte fue por orden cronológico de

solicitud, first come, first served.9

Firma de contratos de acceso a las instalaciones con los titulares de las

mismas y, en el caso del almacenamiento subterráneo, con el Gestor Técnico

del Sistema.

Abono de los peajes y cánones regulados correspondientes.

En segundo lugar, el RD 949/2001 expone los criterios básicos para la retribución

de las actividades reguladas y para la fijación de los peajes y tarifas que deben ser

pagadas por el acceso a las instalaciones gasistas y por el uso de las mismas

configurándose el procedimiento de cálculo de éstos de forma que se sentaran las

bases así del régimen económico del sector. De esta manera, la retribución de las

actividades reguladas se financiará mediante la recaudación procedente de los

precios regulados por el uso de las infraestructuras, es decir, a través de peajes y

cánones. Las retribuciones de las diferentes actividades se realizan de distinta

manera distinguiéndose tres casos: la retribución de las actividades de regasificación

y almacenamiento de GNL se establece a través del cobro de los correspondientes

peajes y cánones, la retribución en el caso de las instalaciones de almacenamiento de

gas natural y transporte se calcula de forma individual para cada instalación y la

retribución para las instalaciones de distribución se calcula para el conjunto de la

actividad de cada empresa distribuidora.

De esta manera, quedaron definidos los peajes y cánones vigentes que son:

Peaje de regasificación

Peaje de descarga de buques

Peaje de carga de cisternas

Peaje firme de transporte y distribución

9 Este criterio de asignación sigue vigente en el acceso a las plantas de regasificación y puntos de entrada al sistema de

transporte pero en el caso de los almacenamientos subterráneos, debido a la escasez de almacenamiento actual, se ha

cambiado dicho criterio por un criterio de reparto anual de la capacidad de manera proporcional a las obligaciones de

almacenamiento estratégico de cada operador, subastándose y asignándose al mejor postor el resto de la capacidad de

almacenamiento.


_____________________________________________________________________

Canon de almacenamiento subterráneo

Canon de almacenamiento de GNL

Los precios regulados por otros servicios (peaje de trasvase de GNL a

buques, peaje de tránsito internacional, peaje interrumpible de transporte

y distribución y peajes para contratos de acceso con duración inferior a un

año).

Tanto al sistema de peajes de transporte y distribución como el sistema de tarifas

se aplica una estructura basada en niveles de presión y volumen de consumo

dejando atrás el sistema de usos.

Asimismo, este Real Decreto estableció un sistema de liquidación de las

actividades reguladas ya que no tienen por qué coincidir las empresas que recaudan

la facturación, tanto por tarifas como por peajes y cánones, con la retribución

reconocida a cada empresa transportista y distribuidora.

Los principios en los que se basa la retribución de las actividades reguladas son

principalmente la recuperación de las inversiones realizadas de forma que se

obtenga una rentabilidad razonable, la introducción de incentivos para fomentar una

gestión eficiente de las infraestructuras y de los servicios regulados por parte de las

compañías y evitar distorsiones entre el sistema de suministro a tarifa y el de peajes.

Posteriormente, con el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, se definen

más específicamente los requisitos para ejercer las actividades de transporte,

distribución, suministro y comercialización estableciendo el régimen jurídico

aplicable a las mismas, y los procedimientos de autorización de nuevas instalaciones

de gas natural. De esta manera se establecen las medidas necesarias para garantizar

la correcta actividad del gas sin perjuicio de las competencias de las diferentes

comunidades autónomas, ya que será de interés económico general a todos los

consumidores finales.

La normativa española ha sido una de las pioneras en el proceso de liberalización

del mercado del gas de todo Europa situándose en el año 2003 en la cabeza de la


_____________________________________________________________________

Unión Europea al alcanzarse la plena liberalización de los mercados de electricidad y

gas natural, donde todos los clientes tienen la opción de elegir comercializador en el

mercado libre, y superar con creces los requisitos y plazos impuestos por las

Directivas europeas. En este contexto, los consumidores de gas disponían de dos

tipos de suministro: bien uno regulado por el distribuidor al que estaba conectado

de manera que tenían que pagar una tarifa integral que, en principio, incluía todos

los costes de suministro, o bien un suministro competitivo o de mercado mediante el

cual contrataban la energía a un precio y con unas condiciones libremente pactados

con el comercializador, a los que debían añadirle los peajes y cánones de acceso a las

redes.

De este modo, una vez alcanzada la plena elegibilidad de todos los consumidores

gasistas, el siguiente paso para la total liberalización del mercado consiste en la

progresiva desaparición de las tarifas y la consecuente reducción del volumen de

energía que se consume en el mercado regulado.

Así, en el año 2007, la Ley de Hidrocarburos fue modificada a través de la Ley

12/2007, de 2 de julio, transponiendo los principales cambios introducidos por la

Unión Europea en la Directiva 2003/55/EC, con el objetivo de impulsar la creación

de un mercado interior de energía competitivo. Estos cambios consistían en la

reordenación de las competencias de las distintas autoridades reguladoras, el

desarrollo de la normativa que regula el acceso a las redes, la separación funcional

de actividades reguladas, la regulación de la actividad de suministro de último

recurso, la creación de la Oficina de Cambios de Suministrador y el establecimiento

de un calendario de adaptación del sistema tarifario de suministro de gas natural y

de aplicación del suministro de último recurso.

Con la separación funcional de las actividades reguladas se reforzó aún más la

separación de las actividades reguladas y liberalizadas. Dicha separación obligaba a

que las empresas con activos de red funcionasen de manera independiente del resto

de empresas del grupo empresarial en el que estuviesen integradas quedando así

separadas las figuras y funciones del transportista principal y el Gestor Técnico del


_____________________________________________________________________

Sistema, creándose una unidad orgánica específica, Enagás, que ejercía las funciones

del GTS.

Asimismo, dicha ley vaticinaba la desaparición del suministro por el distribuidor

a partir del 1 de julio de 2008 y la puesta en marcha del Suministro de Último

Recurso (SUR) para consumidores con niveles de consumo anual y presiones de

suministro por debajo de ciertos umbrales pudiéndose garantizar así el suministro a

determinados consumidores con niveles de consumo menores (pequeña industria,

consumidor doméstico y comercial). Estos consumidores podían optar por consumir

gas natural a precios regulados por el Gobierno, Tarifa de Último Recurso (TUR),

que eran los precios máximos a los que se podía suministrar el gas. Este tipo de

suministro era llevado a cabo por una nueva figura que aparece con esta ley en el

mercado, las Comercializadoras de Último Recurso (CUR).

Con la Ley 12/2007 se estableció un calendario para la reducción progresiva del

número de consumidores con derecho a acogerse a la TUR. Desde el 1 de julio de

2009, solo pueden acogerse a la TUR aquellos consumidores conectados a

gasoductos con presión inferior o igual a 4 bares y con consumos anuales inferiores a

50.000 kWh. Actualmente, las TUR se calculan de forma aditiva según la

metodología publicada en la Orden ITC/1660/2009 incluyendo todos los costes

derivados del acceso a las redes, de la adquisición de energía y un margen por la

gestión comercial que realizan los CUR.

Como se observa en la Figura 29, el número de clientes de gas natural acogidos al

mercado liberalizado, a través de una comercializadora, ha experimentado desde el

año 2000 un aumento gradual alcanzando en la actualidad prácticamente el 100% del

total y quedando sólo una fracción muy pequeña de la energía sujeta a tarifas

reguladas.


_____________________________________________________________________

010

38

55

70

80 83 86 8996 100 100

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Mercado

regulado

Mercado

liberalizado

Figura 29: Evolución del porcentaje de clientes acogidos al mercado liberalizado (%). Fuente CNE.

3.2. El Sistema Gasista Español

El Sistema Gasista Español actualmente está formado por las plantas de

regasificación, las conexiones internacionales, la red de transporte de alta presión, la

red de distribución, las plantas satélites y los almacenamientos subterráneos.

3.2.1. Agentes principales

Según queda definido en la Ley de Hidrocarburos, los principales agentes

participantes en el sistema gasista son los descritos a continuación.

Transportistas

Son aquellas personas jurídicas titulares de instalaciones de regasificación de

GNL, de transporte a alta presión (presión superior a 16 bares) y de almacenamiento

de gas natural autorizadas para la construcción, operación y mantenimiento de las

mismas y responsables del desarrollo y ampliación de la red troncal de gas de

manera que garantice el mantenimiento y la mejora de una red configurada bajo

criterios homogéneos y coherentes. Las empresas transportistas pueden adquirir gas

natural para su venta a otras transportistas o a los distribuidores al precio de

transferencia regulado y deben permitir el acceso de terceros (transportistas,

comercializadores y clientes elegibles) a sus instalaciones recibiendo en

contraprestación los peajes y cánones establecidos.


_____________________________________________________________________

Por tanto, las empresas transportistas ofrecen los siguientes servicios de Acceso

de Terceros a la Red: descarga de buques de GNL en las terminales de regasificación,

carga de cisternas de GNL, carga de GNL en buques metaneros, almacenamiento de

GNL, regasificación en plantas de regasificación, transporte del gas natural por

gasoductos, tránsito internacional del gas, almacenamiento subterráneo del gas

natural y construcción o ampliación de conexiones físicas de red (desarrollo del

gasoducto de línea directa, las conexiones del las redes de transporte con dichas

líneas directas (PCLD) y los puntos de conexión con redes de distribución (PCTD) y

otras redes de transporte (PCTT)).

Enagás es actualmente la principal empresa transportista de gas natural en

España, siendo el transportista único de la red troncal de transporte primario del gas

a partir del Real Decreto-Ley 6/2009 y estando autorizada para la construcción,

operación y mantenimiento de instalaciones de regasificación de gas natural licuado,

de transporte o de almacenamiento básico de gas natural. .

Los transportistas de la red de transporte secundario son además de Enagás otras

empresas transportistas entre las que destaca Naturgas Energía Transporte, Gas

Natural Transporte, Renagosa, Saggas, etc.

Distribuidores

Son titulares de instalaciones de distribución de gas natural (con presión menor o

igual de 16 bares o que alimentan a un solo consumidor partiendo de un gasoducto

de la Red Básica de Transporte Secundario), que tienen la función de distribuir el gas

natural por canalización así como de construir, mantener y operar las instalaciones

de distribución y de transporte secundario destinadas a situar el gas en los puntos de

consumo.

Las empresas distribuidoras compran el gas al transportista a un precio de

transferencia regulado y lo venden también a precio regulado a los clientes a tarifa.

Asimismo, deben permitir el acceso de terceros (comercializadoras y clientes

cualificados) a su red a cambio del pago de los peajes establecidos.


_____________________________________________________________________

De este modo, estas empresas están en contacto con el consumidor final de

manera que son responsables de la puesta en servicio de las instalaciones de los

clientes, la lectura de los contadores de gas para la medida de los consumos, las

inspecciones periódicas (IP) de dichas instalaciones y atención de urgencias.

En la actualidad, tres grupos empresariales operan y mantienen las redes de

distribución en España, Gas Natural Fenosa, Endesa y Naturgas Energía

Distribución.

Comercializadoras

Son sociedades mercantiles que, accediendo a las instalaciones de terceros,

adquieren el gas natural para su venta a los consumidores o a otras

comercializadoras. De esta manera, las comercializadoras hacen uso de las

infraestructuras del transportista y del distribuidor, a cambio de un peaje, para

posteriormente suministrar el gas natural. Las comercializadoras adquieren el gas

natural a los productores o a otras comercializadoras pero no pueden comprar el gas

a los transportistas al precio de transferencia.

Son las comercializadoras las que entran directamente en contacto con el

consumidor final siendo éstas las que realizan la facturación y llevan la política

comercial del gas (precios, ofertas, etc.). La relación entre el distribuidor y el

comercializador se engloba dentro de la Gestión de Acceso de Terceros a las Redes

(ATR), mediante los contratos de acceso.

Este tipo de agente del Sistema Gasista se explicará con más detalle en el siguiente

apartado.

Consumidores finales

Éstos adquieren el gas natural para su propio consumo y tienen derecho a elegir

suministrador. Existen dos tipos de consumidores finales: los consumidores

elegibles, que negocian libremente el precio del suministro y los no elegibles, que se

acogen a tarifas reguladas. La Figura 30 muestra un esquema de la estructura del


_____________________________________________________________________

Sistema Gasista donde se describen los agentes principales y sus principales

funciones.

Figura 30: Estructura del Sistema Gasista

3.2.1.1. El Gestor Técnico del Sistema: NGTS

El Gestor Técnico del Sistema es el transportista titular de la mayoría de las

instalaciones de la red básica de gas y es el responsable de la gestión técnica de dicha

Red Básica y de las redes de transporte secundario. Tiene por objeto garantizar la

continuidad y seguridad del suministro del gas natural, y la correcta coordinación

entre los puntos de acceso, los almacenamientos, el transporte y la distribución.

Ejerce funciones en coordinación con los distintos sujetos que gestionan o hacen uso

del sistema gasista bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia.

Sus principales funciones son las siguientes:

Prever a corto/medio plazo la utilización de las instalaciones del sistema y

reservas de gas en función de las previsiones de demanda de manera que

se controle la garantía de abastecimiento.

Impartir las instrucciones necesarias para la explotación y operación del

sistema gasista y el transporte del gas de forma fiable y segura,

estableciendo y controlando medidas de fiabilidad del sistema, planes de


_____________________________________________________________________

mantenimiento de las instalaciones y planes de actuación en caso de fallos

generales en el suministro del gas.

Proponer al Ministerio de Economía el desarrollo de la Red Básica y la

ampliación y extensión de los almacenamientos, así como de los planes de

emergencia que considere necesarios.

Dar las órdenes correctas para que las empresas transportistas y

distribuidoras operen sus instalaciones de modo que asegure el suministro

en condiciones adecuadas.

Gestionar las entradas de gas natural en las conexiones internacionales y

las salidas de las plantas de regasificación, de los yacimientos y de los

almacenamientos, controlando dichas salidas a los consumidores

cualificados y a las empresas distribuidoras.

Asignar y contratar las capacidades de los almacenamientos subterráneos,

así como llevar un control de los mismos.

Efectuar el cálculo del balance diario de cada sujeto que utilice la red

gasista quedando reflejado sus existencias operativas y estratégicas.

Además de las leyes descritas anteriormente, caben destacar las Normas del

Gestor Técnico del Sistema (NGTS), aprobadas y publicadas en la Orden

ITC/3126/2005, de 5 de Octubre, que establecen las relaciones entre los diferentes

agentes que acceden al sistema gasista y los correspondientes sistemas de actuación

para garantizar el funcionamiento del mismo acorde con los parámetros de

seguridad fijados en la regulación. Estas normas son de aplicación al GTS,

transportistas, distribuidores, comercializadoras y consumidores que se

autoabastezcan.

De esta forma, las NGTS establecen las condiciones generales técnicas para el uso

de las instalaciones por parte de los usuarios así como los requisitos y el calendario

para la realización de programaciones y nominaciones por parte de éstos (previsión

e intención del uso de las infraestructuras gasistas, a nivel de contrato, que deben

enviar las comercializadoras al GTS con periodicidad anual, mensual, semanal y

diaria) , las líneas principales de operación de las instalaciones, los criterios


_____________________________________________________________________

fundamentales relativos a los sistemas y procedimientos de medición y las bases

para la confección del reparto de consumos y de los balances de existencias de gas.

Además, establece reglas para el mantenimiento de las infraestructuras y criterios de

actuación del GTS en condiciones de operación del sistema normales, excepcionales

y de emergencia.

A continuación se describirá el proceso que deben seguir los agentes y el GTS

para la realización de sus actividades siguiendo las NGTS.

El primer requisito para poder operar en el sistema gasista es reservar la

capacidad de entrada y salida en el sistema quedando indicados los

puntos por donde se inyectará y extraerá el gas en el sistema. La

capacidad se asignará según la regla first come, first served.

Una vez los agentes del sistema han contratado el uso de las distintas

redes de transporte, distribución e instalaciones (AASS y plantas de

regasificación) que utilizarán, éstos deben mandar con antelación a los

operadores de las infraestructuras y al GTS la programación del uso que

harán de las mismas, es decir, deberán comunicarles de forma periódica

(anual, mensual y semanal) las previsiones de inyección y extracción de

gas, así como de su transporte, en los diferentes horizontes temporales.

Las programaciones de carácter informativo anuales y mensuales podrán

ir siendo ajustadas a medida que se acerca el uso de las instalaciones. Sin

embargo, dichas programaciones serán vinculantes en el caso de las

descargas de GNL con detalle mensual y entradas al Sistema de

Transporte en el corto plazo, es decir, con detalle semanal.

Asimismo, los agentes deberán comunicar la previsión de uso de las

instalaciones a diario con el detalle de cada día determinado,

denominándose a este proceso nominación. Las nominaciones tendrán

siempre carácter vinculante.

Posteriormente, los titulares de las infraestructuras y GTS deberán aceptar

el uso de dichas infraestructuras de manera que haya una validación de

las nominaciones.


_____________________________________________________________________

Diariamente, el GTS mide las cantidades de gas efectivamente inyectadas

y extraídas por cada usuario. En primer lugar, realiza el proceso de

medición mediante el cual determina la cantidad y calidad del gas que ha

pasado por determinados puntos del sistema. A continuación, se reparte

dicha cantidad de gas medida entre los diferentes agentes participantes en

el mercado mediante la asignación del mismo por parte de los operadores

de las instalaciones en coordinación con el GTS. De esta manera, el GTS

realiza el balance al evaluar las existencias de gas de cada usuario en cada

instalación. El proceso de balance se realizará siguiendo el siguiente

criterio: Existencias iniciales + Entradas o Inyecciones -

(Mermas+Autoconsumo) - Salidas o Extracciones - Existencias finales

Intercambios.

Finalmente, el GTS liquidará los pagos por peajes y cánones establecidos

por el uso de las instalaciones del sistema. Asimismo, requerirá el pago de

penalizaciones en caso de “desbalance” (descuadre el balance), ocurriendo

esto cuando las existencias de gas de un agente en las infraestructuras del

sistema (de transporte o almacenamiento) no respetan los límites

establecidos, ya sea por defecto o por exceso.

3.2.1.2. Las comercializadoras

Las comercializadoras de gas natural como se ha definido anteriormente

adquieren el gas natural al acceder a las instalaciones de terceros y lo venden a los

consumidores u otras comercializadoras. Actualmente existen en España 29

empresas comercializadoras, las cuales desarrollan sus actividades en dos tipos de

mercados del gas natural, el mayorista y el minorista.

El mercado mayorista del gas engloba todas aquellas transacciones que no tienen

por objetivo suministrar gas natural a consumidores finales siendo las empresas

comercializadoras actualmente en España los principales operadores de este

mercado.


_____________________________________________________________________

Dentro de este mercado, las comercializadoras firman contratos de

aprovisionamiento con productores de gas natural a largo plazo (normalmente

superiores a 10 años), los cuales entregarán el gas a través de los gasoductos o en las

plantas de regasificación. Generalmente, estos contratos ligan la evolución del precio

del gas natural contratado a la evolución de los precios de otras commodities

energéticas como el petróleo, el carbón, los derechos de emisión de CO2, etc. Sin

embargo, muchas veces dichos precios se relacionan con los precios de la

electricidad, indicadores de precios de gas natural a corto plazo como los índices de

precios spot en Europa e indicadores internacionales del carbón.

Asimismo, las comercializadoras pueden firmar acuerdos bilaterales a corto plazo

a través de los cuales pueden intercambiar con otras comercializadoras parte del gas

natural contratado a largo plazo, pudiéndose realizar dichos intercambios antes de la

descarga de los buques o cuando ya ha sido almacenado en los tanques de las

plantas de regasificación. El objetivo de esto es el ajuste del stock de gas de las

empresas a las necesidades de suministro del mismo a los clientes finales en el corto

plazo, así como la reducción de las penalizaciones por “desbalances”.

El volumen de gas negociado en este mercado es muy alto, del orden de 1,77

veces la demanda de gas en España, según los datos del 2009, y dicho valor tiende a

incrementarse de la misma manera que lo ha hecho en los últimos años.

En la Figura 31 se muestran las cuotas de mercado de las principales

comercializadoras de gas natural en el mercado OTC en 2010.


_____________________________________________________________________

Gas Natural

Comercializador

a 15,80%

GDF Suez

Energía

2,30%

Gaz de France

2,70%

Centrica 0,40% EON 5,30%Gas Natural Sur

SDG 0,40%

Endesa Energía

15,30%

Cepsa

10,50%

Unión Fenosa

11,90%

BBE 2%

BP 4%

EGL

Energía Iberia

0,30%

Sonatrach 3,70%

Shell

5,40%

Otros

0,21%

Naturgas

9,70%

Iberdrola

Generación

SAU 8,20%

Figura 31: Cuotas de mercado de las principales comercializadoras en el mercado OTC en 2010.

Fuente CNE

El mercado minorista del gas abarca todas las transacciones de gas que tienen

como finalidad el suministro del mismo a consumidores finales. A su vez, en la

actualidad este mercado se divide en otros dos: el mercado Suministro de Último

Recurso y el mercado libre.

En el mercado minorista libre, las comercializadoras venden gas natural a sus

clientes bajo condiciones libremente pactadas entre las partes, siendo dichos clientes

finales clientes domésticos, comerciales y centrales eléctricas que consumen gas

natural.

Los precios en dicho mercado dependen de varios factores entre los que destaca

el precio del gas natural en el mercado mayorista, el coste de los cánones y peajes

por el uso de las infraestructuras y el margen comercial de las comercializadoras.

Este mercado libre tiene un alto nivel de competencia dominado por cuatro

comercializadoras con cuotas de mercado superiores al 10%. En la Figura 32 se

muestran las cuotas de mercado de las principales comercializadoras que participan

en este mercado en 2010.


_____________________________________________________________________

Unión Fenosa

12,45%

Iberdrola

12,52%

Naturgas

5,65%

GDF Suez

3,57%BBE 2,21%

BP 1,71%

Gas Natural

Fenosa 37,16%

Endesa 11,38%

Sonatrach

1,03%

Otros 0,26%

Shell

3,54%

Cepsa 4,94%

Galp 0,44%

EON

3,15%

Figura 32: Cuotas de mercado de las principales comercializadoras en España en 2010. Fuente CNE

El mercado de Suministro de Último Recurso supone actualmente un porcentaje

muy pequeño del total de ventas de gas natural en el mercado minorista englobando

entre un 5% y un 10% del consumo total del gas. Sin embargo, el número de clientes

suministrados por comercializadoras de Último Recurso alcanza en el 2010 el 44,56%

del total de clientes suministrados como consecuencia de la importancia de este tipo

de mercado en sector doméstico y comercial. Los grupos empresariales que tienen

mayor porcentaje de consumidores acogidos a la TUR son Gas Natural Fenosa y

Galp teniendo 60% de ellos acogidos a las mismas mientras que el resto de

comercializadoras como es el caso de Endesa, Naturgas e Iberdrola tienen un

porcentaje muy pequeño de clientes acogidos a dichas tarifas (17%, 19% y 1%

respectivamente).

Atendiendo a la distribución geográfica de los clientes de cada comercializadora,

cabe destacar que en prácticamente todas las provincias, la comercializadora líder

del mercado por número de clientes es la comercializadora perteneciente al grupo

empresarial de la empresa distribuidora mayoritaria en la misma. Los grupos

empresariales integrados verticalmente en las actividades de distribución y

comercialización de gas mantienen una cuota de mercado significativamente más

elevada en aquellas comunidades autónomas en las que son titulares de las redes de

distribución de gas.


_____________________________________________________________________

Figura 33: Disposición geográfica de los clientes de gas natural por empresa comercializadora.

Fuente Enagás

3.2.1.3. Infraestructuras del sistema gasista

El gas natural comenzó a suministrarse en España en 1974 en forma de GNL

procedente de Argelia a través de la planta de regasificación de Barcelona. A lo largo

de los años y gracias al continuo impulso por parte de España del crecimiento del

consumo del gas y del sector en general, los aprovisionamientos de gas natural

fueron aumentando y diversificando ligados a la evolución y expansión de las

infraestructuras del sistema gasista.

Hasta 1993 que entró en funcionamiento la primera conexión internacional del

sistema gasista en Larrau que permitiera el suministro de gas natural procedente de

Noruega, los aprovisionamientos de gas eran en forma de GNL y eran regasificados

en las plantas de Barcelona y las nuevas de Huelva y Cartagena. Asimismo, existía

una pequeña producción nacional procedente de los yacimientos de Serrablo y

Gaviota.

En 1996 entró en operación el gasoducto de Magreb por el que se importa gas

natural procedente de Argelia. Éste hecho supuso un gran aumento del volumen de


_____________________________________________________________________

gas importado en España lo que permitió que se empezase a usar el gas natural para

la generación eléctrica.

De este modo, los aprovisionamientos de gas natural provenientes de otros países

han ido aumentando a lo largo de los años, en especial en forma de gas natural

licuado (GNL), llegando a ser en el año 2010 un 76% del total transportado en forma

de GNL (valor máximo registrado desde el inicio del GME en 1996). El 24% restante

entra en España en forma de GN a través de las conexiones internacionales de

Larrau, Tarifa y Badajoz.

Cada vez se tiende a diversificar más los aprovisionamientos de los que proviene

el gas natural en España con el objetivo de proporcionar una mayor seguridad de

suministro en un país con una dependencia energética tan alta. Aparecen así cada

año nuevos orígenes de los suministros a saber, Yemen en 2009 y Perú y Estados

Unidos en 2010.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Australia

Gas nacional

Otros

EEUU

Portugal GN

Peru GNL

Francia GN

Yemen GNL

Guinea Ecuatorial GNL

Egipto GNL

Nigeria GNL

Trinidad y Tobago GNL

Países del Golfo GNL

Noruega GNL

Noruega GN

Libia GNL

Argelia GNL

Argelia GN

Figura 34: Evolución de los aprovisionamientos de gas natural en España (GWh). Fuente Enagás


_____________________________________________________________________

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

500000

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

GN GNL

Figura 35: Evolución del tipo de importación de gas natural en España (GWh). Fuente Enagás

Se puede observar como las importaciones en forma de gas natural aumentaron

mucho en 1996 debido a la incorporación de la conexión internacional de Tarifa.

Asimismo, se aprecia el crecimiento de las importaciones en forma de GNL a partir

del 2002 debido al incremento de la demanda de gas natural como consecuencia de

agregación de los ciclos combinados para la generación de energía eléctrica.

Ligado a la evolución de los aprovisionamientos del gas, está la evolución y

expansión de las infraestructuras del sistema gasista español a lo largo de los años.

En la Figura 36 se puede observar como la red de transporte y distribución ha ido

creciendo a lo largo de los años, llegando a tener a finales del año 2010 un valor de

74.200 Km.


_____________________________________________________________________

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Figura 36: Evolución de la longitud de redes de transporte y distribución de gas natural (Km). Fuente

Sedigas

El sistema gasista en la actualidad está compuesto por la red básica, las redes de

transporte secundario, las redes de distribución, los almacenamientos no básicos y el

resto de instalaciones complementarias.

A su vez, la red básica está formada por gasoductos de transporte primario de gas

natural a alta presión (presión máxima de diseño igual o superior a 60 bares), las

plantas de regasificación de GNL, las plantas de licuefacción de gas natural, los

almacenamientos básicos de gas natural, las conexiones de red básica con

yacimientos de gas natural o con almacenamientos y las conexiones internacionales

del sistema gasista.

Las redes de transporte secundario están integradas por gasoductos con presión

máxima de diseño entre 16 y 60 bares. Las redes de distribución están compuestas

por los gasoductos con presión máxima de diseño igual o inferior a 16 bares y

aquellos otros que, con independencia de su presión máxima de diseño, tengan la

finalidad de conducir el gas a un único consumidor partiendo de un gasoducto de la

Red Básica o de transporte secundario.

De la misma manera, las plantas de regasificación han ido aumentando en

número y en capacidad, siendo el conjunto de infraestructuras de regasificación de

GNL español el más importante de Europa. En la Figura 37 se puede ver como el

número de plantas de regasificación en España actualmente es mucho mayor que el


_____________________________________________________________________

del resto de países europeos, tanto en número como en capacidad de

almacenamiento de GNL y vaporización.

Figura 37: Distribución de las plantas de regasificación en Europa. Fuente Enagás

En la actualidad, existen seis plantas de regasificación cuyas características se

describen en la Figura 38, así como las de la planta de regasificación de El Musel, que

se encuentra actualmente en construcción pero entrará en funcionamiento a finales

del 2011.

Planta Barcelona Huelva Cartagena Bilbao Sagunto Mugardos Musel

Cisternas 14 15 14 3 10 1 2

Capacidad de almacenamiento (GWh) 4.727 4.244 4.021 2.055 3.083 2.055 2.055

Capacidad de regasificación (GWh/día) 561 382 379 225 282 117 116

Total regasificado 2008 (GWh) 77.601 61.101 47.323 56.278 66.586 21.749



Entrada en

funcionamiento

en 2011

Figura 38: Detalles sobre las plantas de regasificación existentes en España. Fuente Enagás

Respecto a las conexiones internacionales, España se encuentra en la actualidad

conectada con los sistemas gasistas de Francia, Portugal, Marruecos y Argelia a

través de los gasoductos de Larrau e Irún con Francia, Tuy y Badajoz con Portugal,

Tarifa con Marruecos y Almería con Argelia. A lo largo de los años la capacidad de

dichos gasoductos ha ido aumentando, así como el volumen de exportaciones

realizadas a través de ellos.


_____________________________________________________________________

El crecimiento de la demanda y la gran dependencia española de los

aprovisionamientos de gas debido a la poca producción autóctona ha dado una gran

importancia a los almacenamientos de gas fomentando la creación de nuevos y el

aumento de las capacidades de los existentes. Actualmente en España existen dos

almacenamientos subterráneos consistentes en los dos antiguos yacimientos de

Serrablo y Gaviota y se está continuamente fomentando la promoción de nuevos

como los de Marismas, Castor, Poseidón o Reus.

En la Figura 39 se muestra la red básica de infraestructuras del sistema gasista

español en el año 2010.

Figura 39: Red de infraestructuras del sistema gasista español en 2010. Fuente Enagás


_____________________________________________________________________

3.3. Demanda y suministro del gas natural

La evolución y aumento de los aprovisionamientos de gas y la expansión de las

infraestructuras del sistema gasista español ha sido provocado principalmente por el

continuo incremento de la demanda y consumo de gas natural en España.

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Figura 40: Evolución de las ventas de gas natural en España (GWh). Fuente Enagás

Como se puede observar en la Figura 40, la demanda del gas natural ha ido

incrementando a lo largo de los años teniendo por primera vez en la historia en el

año 2009 una disminución debido principalmente a la crisis económica y financiera

que afecta a la economía mundial. Esta crisis empezó a mediados de 2008 y entre sus

múltiples repercusiones ha deprimido de manera significativa la demanda

energética y en consecuencia, la demanda de gas natural. Se puede observar como la

disminución de la demanda del gas natural coincide proporcionalmente con la

disminución del producto interior bruto (PIB) en España y en la zona euro.


_____________________________________________________________________

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Figura 41: Tasa de variación interanual del PIB en España (volumen encadenado referencia 2000).

Fuente INE

-8,9%

-31,0%

-17,2%

-3,2%

-10,9%

-14,7%

-12,5%

-4,2%

-7,0%

-4,4%

-5,7%

-4,0%

-5,1%

-6,8%

-5,7%

-3,1%

Convencional

S. Eléctrico

Total gas natural

PIB

acumulado

Trimestre 1

acumulado

Trimestre 2

acumulado

Trimestre 3

acumulado

Trimestre 4

-8,9%

-31,0%

-17,2%

-3,2%

-8,9%

-31,0%

-17,2%

-3,2%

-10,9%

-14,7%

-12,5%

-4,2%

-10,9%

-14,7%

-12,5%

-4,2%

-7,0%

-4,4%

-5,7%

-4,0%

-7,0%

-4,4%

-5,7%

-4,0%

-5,1%

-6,8%

-5,7%

-3,1%

-5,1%

-6,8%

-5,7%

-3,1%

Convencional

S. Eléctrico

Total gas natural

PIB

acumulado

Trimestre 1

acumulado

Trimestre 2

acumulado

Trimestre 3

acumulado

Trimestre 4

Figura 42: Crecimiento del mercado del gas y PIB en España del año 2009 respecto al 2008. Fuente

Enagás

El volumen de ventas totales de gas disminuyó en 2009 en un 10,8% (8% en el

sector convencional y 14% en el de generación eléctrica) a pesar de que el número de

consumidores aumentó en 124.000 alcanzando un valor total de 7.054.368 clientes.

Este valor sigue creciendo alcanzándose un valor a finales de 2010 de 7.161.951

clientes. El año 2010 era considerado el año de recuperación y efectivamente lo fue

en el sector convencional (doméstico, industrial y comercial) aumentando las ventas

de gas en un 10% respecto al año anterior (15,8% en el sector doméstico-comercial y

7,7% en el industrial) lo que supone la recuperación total de dicho sector. Sin

embargo, el consumo de gas natural para la generación eléctrica a través de centrales

térmicas y ciclos combinados disminuyó un 15,7%.


_____________________________________________________________________

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008 2009 2010

Usos no energéticos

Centales Eléctricas

Industrial

Doméstico-Comercial

Figura 43: Evolución del mercado del gas natural en España por sectores (GWh). Fuente Enagás

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008 2009 2010

Número

de

clientes

Figura 44: Evolución del número de clientes de gas natural en España. Fuente Enagás

Un importante factor a destacar en el aumento del consumo de energía en el

sector convencional es el aumento de las olas de frío como consecuencia del cambio

climático que se está dando a nivel mundial, siendo las temperaturas registradas en

el año 2010 las más frías de la última década, contabilizándose hasta cinco olas de

frío. Por los efectos dicho cambio climático, se estima que la situación de este año se

repita en los próximos por lo que se estima que la demanda de gas natural aumente,

de la mano de la progresiva recuperación financiera.

A pesar de la disminución del consumo de gas en el sector eléctrico en el último

año, se sigue ratificando el importante papel de éstos en la integración de las

energías renovables en el conjunto de la generación eléctrica debido a un indiscutible

liderazgo en los servicios de ajuste ligados s la operación del sistema eléctrico. Este

hecho se puede observar en lo ocurrido el pasado 9 de noviembre, cuando se registró


_____________________________________________________________________

el último récord de energía eólica diaria con 315 GWh/día de generación, que

supone casi 16 veces la generación mínima del año alcanzada el 2 de septiembre con

00320 GWh/día. La diferencia de generación con ciclos combinados entre estas dos

fechas es de 180 GWh lo que conlleva un consumo equivalente de gas natural de 360

GWh/día, que equivale a su vez al funcionamiento de 20 grupos de 400 MW a plena

carga.

Estos dos hechos recalcan la importancia del gas natural en el futuro para

satisfacer las necesidades de las personas a nivel doméstico y eléctrico.

En la Figura 45 se muestra un diagrama que resume todos los flujos de gas

natural que se produjeron en el año 2010 a modo de balance. Se pueden observar

cual es el porcentaje de gas natural frente al gas natural licuado (101053 GWh frente

a 312911), el porcentaje de este gas que procede de importaciones de otros países

frente a lo producido a nivel nacional (412763 GWh frente a 1201), la procedencia de

dichas importaciones y exportaciones de gas a otros países, el porcentaje de gas

regasificado en cada una de las plantas, el extraído e inyectado en cada uno de los

AASS y por último la demanda de gas total y cómo se reparte ésta entre los

diferentes usos.

Figura 45: Diagrama de flujos físicos de gas natural en 2010. Fuente Enagás


_____________________________________________________________________

Como es de suponer, el volumen de gas consumido en las diferentes

comunidades autónomas españolas no es el mismo debido a las diferencias entre las

mismas en número de habitantes y concentración de industria y comercio, siendo

muy diferentes los tipos de estos en las diferentes partes de España. En la Figura 46

se muestra un mapa representativo del volumen de gas consumido en cada

comunidad autónoma en porcentaje respecto del total en el año 2010.

Figura 46: Demanda convencional de gas natural por comunidades autónomas. Fuente Enagás

LA LOGÍSTICA DEL GAS

La logística del gas 99

_____________________________________________________________________

4. La logística del gas

La logística puede definirse de varias maneras pero según la RAE consiste en “el

conjunto de medios y métodos necesarios para llevar a cabo la organización de una

empresa o de un servicio, especialmente de distribución”. Por tanto, la logística es la

encargada de la distribución eficiente de los productos de una empresa con el menor

coste posible y el mejor servicio al cliente en un marco de productividad y calidad.

De esta manera, en términos empresariales, se podría definir la logística como

una función operativa que comprende todas las actividades y procesos necesarios

para la administración estratégica del flujo y almacenamiento de materias primas y

componentes, existencias en proceso y productos terminados desde los proveedores

de la empresa hasta el consumidor final; de tal manera, que éstos estén en la

cantidad, lugar y momento adecuado y al menor coste. Así, la logística determina y

coordina de forma óptima el producto correcto, el cliente correcto, el tiempo correcto

y el lugar correcto teniendo como objetivo principal satisfacer la demanda de la

mejor forma posible.

La logística entendida como actividad empresarial no es una cosa nueva sino que

constituye lo que antes se entendía como distribución. Nace dentro de la actividad

militar y fue desarrollada con el objetivo de abastecer a las tropas con los recursos y

provisiones necesarias para hacer frente a las jornadas de guerra. Sin embargo, hasta

los años 60 no se conceptualizó la logística en el ámbito empresarial y fue entonces

cuando se tuvo por primera vez conciencia de la importancia que ésta tenía en el

servicio al consumidor al mínimo coste logístico y se prestó así especial atención al

coste total de las operaciones logísticas y a los canales de distribución.

De esta manera, las prioridades de la empresa fueron cambiando a lo largo de los

años setenta con la crisis energética que impulsó el movimiento hacia la mejora del

transporte y distribución, fomentó la preocupación ambiental, aumentó los costes de

capital debido a la recesión y orientó los objetivos hacia la correcta administración de

los materiales por la incertidumbre en la obtención de los mismos. Estos hechos


_____________________________________________________________________

impactaron fuertemente a las operaciones logísticas y los avances tecnológicos

impulsaron el desarrollo de modelos logísticos.

Dicho impacto tecnológico tuvo mayor importancia en los años ochenta ya que

permitía descentralizar los sistemas e intercambiar información con los proveedores

y clientes haciéndolos participes de la cadena. Asimismo, permitió que se

incrementase la productividad de la empresa gracias a la mejor coordinación de la

distribución, producción y suministro, y que se redujeran los tiempos y costes de

transacción. Como consecuencia, se impulsó la integración y coordinación de los

diferentes elementos en el sistema logístico.

Este impulso del sistema logístico se vio fomentado con el paso de los años

marcados por la globalización y segmentación de los mercados siendo cada vez más

exigentes y teniendo el distribuidor cada vez más poder y el cliente mayores

expectativas en el producto. La implementación de un sistema logístico y su

consecuente gestión aumenta la competividad de las empresas en todas sus

dimensiones y supone una gran ventaja competitiva al satisfacer los requisitos del

cliente. Actualmente la logística supone todo un proceso que debe ser gestionado y

optimizado adecuadamente para poder alcanzar los objetivos de la empresa.

Existen dos formas básicas de logística empresarial que consisten en bien

optimizar un flujo de material constante a través de una red de transporte y puntos

de almacenaje, o bien en coordinar una serie de recursos para realizar un

determinado proyecto. En cualquiera de los dos casos las actividades claves para

una correcta gestión de la logística son el servicio al cliente, los inventarios, el

transporte y distribución, el almacenamiento y el suministro.

Precisamente la logística tiene como misión colocar los productos siguiendo los

parámetros adecuados de calidad y cantidad de manera que se evite la escasez. Sin

embargo, cuando se introducen en el mercado recursos en abundancia el problema

no es tan fácil de resolver y se debe compensar dicho error con la máxima economía

posible. De este modo, se deben evitar procesos complejos de producción y


_____________________________________________________________________

distribución del producto de manera que las acciones logísticas sean lo más simple

posible. Asimismo, el sistema logístico debe ser capaz de adaptarse a diferentes

situaciones que cambian continuamente y de coordinar correctamente las diferentes

acciones que lo integran de manera que se puedan satisfacer las exigencias del

mercado de forma inmediata. Por este motivo, se requiere que el sistema tenga una

alta flexibilidad. El sistema debe estar integrado siempre por el productor, los

distribuidores y los clientes finales de manera que formen un único conjunto en el

que si uno de ellos falla, el flujo logístico se rompe y el ciclo deja de funcionar. La

gestión logística irá siempre ligada a que este hecho no ocurra.

Por tanto, la función logística se encarga de la gestión tanto de los flujos físicos

(materias primas, productos en curso, productos acabados, etc.) como de los recursos

(humanos, electricidad, consumibles, etc.), los bienes necesarios para la realización

de la actividad (almacenes propios, infraestructuras, herramientas, sistemas

informáticos, tecnología etc.), y los servicios (transportes o almacenes

subcontratados por ejemplo). Así, gestiona directamente los flujos físicos, divididos

en los de compra (entre un proveedor y su cliente), los de distribución (entre un

proveedor y el cliente final), y los de devolución (logística inversa10); y de manera

indirecta los flujos financieros y de información asociados.

De este modo, los beneficios que la logística proporciona a la empresa son:

incremento de la competitividad, cumplimiento con los requerimientos del mercado

y del cliente, agilización de las actividades de compra del producto terminado

reduciéndose los tiempos de producción y almacenaje (stocks), planificación

estratégica para evitar los riesgos y situaciones inesperadas que puedan ocasionar

pérdidas o sanciones, optimización de los costes tanto para los proveedores como

para los clientes que se refleje en un aumento del margen de beneficio de la empresa,

y planificación eficaz de las actividades internas y externas de la empresa. Además,

la correcta gestión logística consigue la satisfacción del cliente lo que es igual o más

importante que los beneficios para la empresa.

10 Incluye la gestión de los flujos físicos, de información y financieros de la recogida del producto al cliente y

realización de alguna actividad posterior tales como reparación, reintegración en stock, destrucción o reciclaje.


_____________________________________________________________________

Queda reflejado la importancia de la logística para el funcionamiento de

cualquier empresa para llevar a cabo correctamente su actividad, sea cual se ésta. Las

empresas energéticas precisan por tanto de una correcta gestión logística, pero

además, por la naturaleza de sus actividades, en las que los costes de transporte y

distribución suponen uno de los mayores costes dentro de su cuenta de resultados,

esta función se vuelve fundamental.

4.1. Función de la logística en el gas

En este sentido, la logística del gas natural trata sobre el aprovisionamiento,

regasificación, transporte, almacenaje, distribución y suministro del gas con el menor

coste y mejor servicio al cliente. La adecuada gestión de dichas actividades hace que

se mejore el nivel de actividad y productividad de la empresa de gas adquiriendo

todos los beneficios generales que la logística proporciona.

En concreto, la correcta gestión de la logística del gas presenta beneficios en

relación a la eficiencia y a la calidad y control del proceso de gestión del balance del

gas natural:

Incremento de la eficiencia de los procesos logísticos que se realizan

diariamente y por tanto de la eficiencia en la gestión del balance.

Aumento la trazabilidad y control de la gestión del balance que será

necesaria para la programación y posterior conciliación de información con

los diferentes agentes.

Optimizar la gestión del gas mediante la optimización del uso de los

contratos logísticos así como mediante operaciones de compra y venta y de

intercambios entre las distintas comercializadoras (que permiten hacer frente

a incrementos de demanda).

Aumento del beneficio total de la comercializadora como consecuencia de un

mejor uso de los recursos y capacidades contratadas y una reducción de los

costes logísticos totales.

Aumento de la calidad y control del gas suministrado ya que se tiene un

mayor control de todo el proceso logístico y por tanto una mejora de la


_____________________________________________________________________

respuesta ante situaciones críticas, como picos de demanda, para la

comercializadora.

Reducción de riesgos operativos (imagen, potencial penalización, desajustes,

“desbalances”) y ágil evaluación de los cambios regulatorios,

disminuyéndose por tanto también el riesgo regulatorio.

Sinergias con la gestión del riesgo de mercado, en concreto, de commodity y al

pricing de contratos.

El objetivo, por tanto, de cualquier comercializadora de gas natural es llevar a

cabo de manera correcta y precisa la gestión de la logística del gas y de un modo

flexible ante cambios regulatorios o la entrada en nuevos mercados y que permita

llevar un registro y revisión de los procesos de gestión y control del balance del gas.

4.2. Desarrollo de la función logística

El desarrollo de la función logística se centra principalmente en la configuración

del balance de gas, cuyo objetivo último es la programación del uso de las

infraestructuras al gestor técnico del sistema.

Las principales infraestructuras que intervienen en la gestión logística se refieren

a plantas de regasificación, red de transporte y distribución, almacenamientos

subterráneos y conexiones internacionales/interzonales. La gestión de esta variedad

de elementos supone uno de los primeros retos de la gestión de las

comercializadoras. Sobre dichas infraestructuras gasistas deben realizar la

planificación y programación de uso, lo cual les permite llevar a cabo su operativa

correctamente y suministrar gas a las principales zonas de demanda.

Como se observa en la Figura 47, a la hora de gestionar la logística del gas se

tienen en cuenta todos los inputs o entradas de gas al sistema, las operaciones que se

realizan en las diferentes infraestructuras del sistema, y por último los outputs o

salidas de gas del sistema.


_____________________________________________________________________

EntradasEntradas Transporte / DistribuciónTransporte / Distribución SalidasSalidas

Planta

Regasificación

Planta

Regasificación

Camión

cisterna

Camión

cisterna

Conexión

internacional

Conexión

internacional

BuqueBuque

PS GGCCPS GGCC

Punto

suministro

Punto

suministro

Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

Punto

suministro

Punto

suministro

PS GGCC PS GGCC

CC CC

Re

d d

e t

ran

sp

ort

eR

ed

de

tra

ns

po

rte

1 2

3

10Planta

satélite

Planta

satélite

6

GNGN

GNLGNL

GNGN

Conexión

internacional

Conexión

internacional

11

12

14

5

8

Red

distribución

Red

distribución

9

GNLGNL

GNGN

GNLGNL

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

710

11

Red

distribución

Red

distribución

7

Conexión

interzonal

Conexión

interzonal

GNGN

4

Conexión

interzonal

Conexión

interzonal 13

GNGN


Planta

Regasificación

Planta

Regasificación

Camión

cisterna

Camión

cisterna

Conexión

internacional

Conexión

internacional

BuqueBuque

PS GGCCPS GGCC

Punto

suministro

Punto

suministro

Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

Punto

suministro

Punto

suministro

PS GGCC PS GGCC

CC CC

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satélite

Planta

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GNGN

GNLGNL

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Conexión

internacional

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Red

distribución

Red

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GNGN

GNLGNL

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

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Red

distribución

Red

distribución

7

Conexión

interzonal

Conexión

interzonal

GNGN

4

Conexión

interzonal

Conexión

interzonal 13

GNGN

Figura 47: Mapa de infraestructuras en la gestión logística del gas natural

A continuación se describirán todas las infraestructuras a través de las cuales

entra el gas en el sistema (entradas), en las que se realizan operaciones de transporte,

distribución y almacenamiento (transporte/distribución) y las que a través de ellas

sale el gas del sistema (salidas).

Entradas de GN y GNL.

1. Transporte marítimo de de GNL en buques desde las plantas de licuefacción.

2. Plantas de regasificación: Permite la descarga de GNL desde los buques a

los tanques donde es almacenado, y su regasificación para dar paso a la red

de transporte. Además permite la carga de cisternas para suministrar GNL a

las plantas satélite. Se podrá asimismo realizar un trasvase de GNL entre

plantas de regasificación a través de buques.

3. Conexión internacional de gas natural (p.e. Argelia, Portugal y Francia) a la

red de transporte.

4. Conexión interzonal de gas natural entre dos zonas del mismo ámbito

nacional (p.e. GRT nord, GRT sud, TIGF en Francia).


_____________________________________________________________________

Transporte/Distribución del gas desde los puntos de entrada hasta los puntos de

salida

5. Camión cisterna: Permite transportar GNL desde los tanques de una planta

de regasificación a plantas satélites no conectadas la red de transporte.

6. Planta satélite: Planta de regasificación aislada de la red de transporte y

conectada a una red de distribución o directamente a un cliente industrial.

7. Red de distribución: Permite hacer llegar el gas desde la red de transporte o

planta satélite, a los distintos puntos de suministro.

8. Red de transporte: Permite el transporte de gas natural desde las plantas de

regasificación o las conexiones internacionales/interzonales hasta las

distintas redes de distribución, consumidores finales de gran tamaño o

conexiones internacionales/interzonales de salida.

9. Almacenamientos subterráneos (AASS): Almacenes de gas natural bajo

tierra conectados a la red de transporte. Existen diferentes tipologías (p.e.

inyectando en acuíferos profundos o aprovechando antiguos yacimientos).

Salidas de GN y GNL del sistema

10. Puntos de suministro de mercado domésticos: Clientes finales conectados a

las redes de distribución o transporte (baja presión).

11. Puntos de suministro de grandes clientes (PS GGCC): Puntos de suministro

con grandes consumos y suministrados a media o alta presión.

12. Conexión internacional de gas natural de la red de transporte a otros países

(p.e. Portugal y Francia).

13. Conexión interzonal de gas natural entre dos zonas del mismo ámbito

nacional.

14. Ciclos combinados (CC): Central térmica de ciclo combinado para

generación eléctrica, conectados directamente a la red de transporte (también

quedan incluidas otro tipo de centrales de generación eléctrica que consuman

gas).


_____________________________________________________________________

Una vez establecida la topología de la red gasista y estimadas las demandas de

gas, la programación de uso de la red se fundamenta en la gestión del balance de las

existencias disponibles en el sistema y las operaciones asociadas de

aprovisionamiento/suministro o compras/ventas con otros agentes (flujos de gas).

En general, un balance energético está compuesto por elementos físicos o

comerciales que conllevan la contabilización de existencias en base temporal, y

operaciones asociadas de aprovisionamiento, suministro, intercambio o compras y

ventas con otros agentes. Un balance se puede calcular sobre toda infraestructura

con capacidad de almacenamiento sujeta a normativa (AASS, plantas regasificación,

red de transporte, etc). Sin embargo, para simplificar y poder distinguir el gas

natural del GNL se realizarán dos balances diferentes dentro de la zona de balance:

un balance en las plantas de regasificación, que contabilizará las existencias de GNL

en el sistema, y otro balance de GN, que englobará las existencias de gas natural en

la red de transporte y en los AASS.

Cualquier elemento sujeto a balance de su stock de gas, tales como

almacenamientos subterráneos, tanques de GNL o el almacén operativo comercial

(AOC), debe ser operado bajo unos límites tanto técnicos como contractuales o

regulatorios.

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque

Zona de BalanceZona de Balance

Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Figura 48: Flujo de gas utilizado para la gestión del balance de existencias de gas


_____________________________________________________________________

4.2.1. Elementos logísticos

A continuación se definen los distintos elementos logísticos a considerar a la hora

de realizar la función logística del gas y el balance del gas.

Elementos logísticos sujetos a balance

o Plantas de regasificación. Se considera en este elemento tanto la

planta de regasificación como los tanques de GNL asociados. El

cálculo de su stock se basa en las operaciones que se realicen en la

misma (carga/descarga de buques, regasificación, carga de

cisternas, compra/ventas e intercambios). Están conectadas a

bridas (entradas de transporte) y en su utilización existen mermas

en las mismas asociadas tanto a la descarga de GNL desde los

buques, que estarían descontadas del stock de GNL, como en la

regasificación, que afectan a la cantidad transportada pero no a la

aplicación de las reglas de balance sobre la planta de

regasificación. Una planta de regasificación siempre va a estar

conectada a una brida (un elemento de entrada/salida a la red de

transporte) en los cuales se pueden realizar operaciones de

compra/venta o intercambio. La vinculación entre planta de

regasificación y brida es necesaria para la programación del

transporte al venir ésta detallada a nivel contrato, punto de

entrada a la red de transporte y elemento logístico que se está

programando (planta regasificación → brida → red de transporte).

Las operaciones realizadas sobre los elementos logísticos se

reparten entre los contratos como consecuencia de los límites

máximos de capacidad fijados por contrato y con el objetivo de

disminuir los costes asociados. Por tanto la programación, al tener

que realizarse sobre todas las actividades realizadas por las

comercializadoras, debe estar detallada a nivel contrato, de manera

que queden claramente definido la intención del nivel de uso de

cada contrato. Es así como se ve la importancia de la optimización


_____________________________________________________________________

del uso de los contratos (qué porcentaje de lo contratado realmente

se va a utilizar) ya que los costes asociados al incumplimiento del

nivel de uso programado son realmente grandes. Las plantas de

regasificación, al ser un elemento logístico sujeto a balance,

deberán ir asociadas a unas reglas de balance. Las plantas de

regasificación podrán tener más de una regla de balance, por lo

que el Sistema permitirá ir asociando las distintas reglas a la planta

configuradas previamente.

o Almacenamientos subterráneos. Son elementos de

almacenamiento de gas natural sobre los que se puede inyectar o

extraer gas y están conectados a una brida admitiendo también

operaciones de compra/venta en su interior. En su proceso de

inyección y extracción pueden existir mermas asociadas. Los

almacenamientos subterráneos, al ser otro elemento logístico sujeto

a balance, al igual que las plantas, deben ir asociados a unas reglas

de balance pudiendo tener más de una, por lo que se deben

gestionar las distintas reglas de balance que afectan a los AASS.

o Puntos de balance (p.e. AOC). Se tratará de nodos virtuales de la

red que reciben todas aquellas entradas y salidas procedentes de

las redes de transporte y que además están sujetos a

compra/ventas de energía. La demanda de gas natural (suma de la

demanda de los clientes de mercado convencional, líneas directas y

mercado eléctrico) constituye la salida de gas natural del punto de

balance. El punto de balance es otro elemento logístico sujeto a

balance por lo que también deberán ir asociados a unas reglas de

balance aunque en este caso sólo tendrá una sola regla de balance.

Elementos logísticos no sujetos a balance

o Entradas/Salidas a la red de transporte

Brida. Puntos de la red que pueden ser de entrada, o de

entrada y salida a las redes de transporte, que deben ser

programados al GTS y/o transportista (dueño de la


_____________________________________________________________________

infraestructura) y constituyen una entrada o salida de gas

al sistema. Dentro de esta tipología se consideran tanto la

conexión entre las plantas de regasificación y red de

transporte (brida) y los AASS y la red de transporte (brida).

En este tipo de infraestructuras también existen mermas

asociadas al uso de las mismas. En el caso de España la

capacidad contratada en estos elementos da derechos de

balance en el punto de balance. Se considera derechos de

balance a la cantidad de gas natural, en días, que las

comercializadoras tienen derecho a tener almacenado en la

red de transporte (AOC) sin que se les aplique ningún tipo

de penalización por exceso de gas almacenado. Esta

cantidad está fijada actualmente en 0,5 días de la capacidad

de transporte de contratada en los diferentes puntos de

entrada al sistema. Las operaciones de transporte se

realizarán sobre los elementos de entrada/salida, y los

contratos de transporte irán asociados a estos elementos.

Toda la entrada o salida de gas en el punto de balance es a

través de los elementos de entrada/salida o de

compraventas.

Conexiones Internacionales/Interzonales. Aquellos puntos

de la red, ya sean de entrada o de salida, o de entrada y

salida a las redes de transporte, que deben ser

programados al GTS y/o transportista (dueño de la

infraestructura) y constituyen una entrada o salida de gas

al sistema. Se debe definir la relación entre las zonas de

balances unidas mediante la conexión (p.e. una conexión

internacional supone un punto de entrada del balance

origen y un punto de salida al balance destino).

o Plantas satélites de GNL. Son abastecidas mediante camiones

cisternas de GNL. La demanda de GNL impacta directamente


_____________________________________________________________________

sobre el stock de las plantas de regasificación, no afectando al

balance del AOC. Permiten la identificación de los clientes

industriales abastecidos mediante plantas satélites de GNL. Dentro

de este grupo están las plantas satélite de GNL de distribución,

que son gestionadas por agentes distribuidores y cuya salida es a

la red de distribución. Si bien este tipo de plantas tienen un ciclo

de gestión propio que requiere de su tratamiento y su demanda

debe ser gestionada de manera independiente a la demanda del

resto de redes de distribución. La demanda de este tipo de

elementos logísticos está asociada a varias plantas de

regasificación, de modo que resta stock del balance de la planta.

Las comercializadoras están obligadas a suministrar a las plantas

satélites de distribución todo el GNL que requieran, incluso sin

previo aviso por parte de las mismas, provocando en ocasiones

desajustes de stock en las plantas de GNL a las comercializadoras.

Los clientes domésticos a los que suministran las plantas satélite

son considerados iguales que el resto de clientes suministrados por

la red de transporte y por tanto el correcto suministro de gas es

obligatorio para las comercializadoras. Por este motivo, y como

consecuencia de que las plantas satélite funcionen contra stock de

las plantas de regasificación, ante la repentina punta de demanda

de estos clientes frente ante las cuales las plantas satélite no

tuvieran suficiente GNL almacenado para cubrirlas, éstas tendrían

que aprovisionarse mediante GNL que se encuentre almacenado

en las plantas de regasificación provocando a las mismas en

muchos casos un fuerte “desbalance” negativo y como

consecuencia fuertes pérdidas económicas.

o Salidas a clientes: Conjunto de salidas de la red de transporte a las

que puede estar conectado un cliente (Conexión Red de

Transporte-Cliente (línea directa)) o un conjunto de ellos

(Conexión Red de Transporte-Red de Distribución, PCTD). Las


_____________________________________________________________________

salidas a clientes pueden estar informados a nivel PCTD (para

mercado doméstico) o CUPS (para GGCC). El conjunto de salidas a

clientes constituyen el maestro de datos para establecer la matriz

de salidas a los contratos de transporte y suponen a su vez un

maestro de salidas a las que los clientes están conectados por lo

que cualquier punto de suministro siempre tendrá una relación

directa con una salida a clientes.

o Puntos de suministro logísticos. Se trata de puntos de suministro

virtuales existentes a efectos de construcción del balance, y cuya

función es la de agregar zonas de demanda. El número de puntos

de suministros logísticos en cada una de las zonas de balance

coincide con el nivel de detalle de la demanda aportada por el

GTS, de modo que si en España el GTS actualmente tiene definidas

cinco zonas de demanda (para mercado convencional), la gestión

del balance requiere de cinco puntos de suministro logísticos

convencionales (uno por cada una de las zonas de demanda

definidas por el GTS). Cada uno de estos puntos de suministro

agrupa la demanda de todos los PCTD y CUPS que se encuentren

dentro de su zona de demanda y dichas demandas irán vinculadas

al punto de balance de la zona en la que se encuentren.

Figura 49: Mapa de zonas de demanda para el mercado convencional en España


_____________________________________________________________________

Estos elementos se encuentran, como norma general, conectados

directamente a la red de transporte. Se podrán distinguir tres tipos

de puntos de suministro logísticos:

Puntos de suministro logísticos convencionales: se

consideran tantos como zonas de demanda haya definido el

GTS y cada uno de ellos agrega varias salidas a clientes

definidas bien a nivel PCTD o bien a nivel de CUPS.

Puntos de suministro logísticos líneas directas: se

consideran tantos como clientes de líneas directas haya en

la zona de balance y cada unos de ellos agrega una única

salida a clientes (curva de demanda de los grandes clientes)

definida a nivel de CUPS.

Punto de suministro logístico mercado eléctrico: se

considera un único punto por cada cliente de mercado

eléctrico que exista en la zona de balance y contiene una

curva de demanda correspondiente a cada central de

generación eléctrica.

o Buques de GNL: Repositorio de buques necesario para las

comercializadoras ya que es imprescindible para ellas conocer

todas las características de los buques que llegan a la planta de

regasificación para descargar el GNL (nombre, puerto de origen,

etc.) con el fin reportarlo al GTS y llevar un control sobre el origen

del gas natural.

o Ciclos combinados (CC) para generación eléctrica: Los ciclos

combinados se suministran directamente desde la red de

transporte y suponen un porcentaje muy alto de la demanda total a

suministrar por la comercializadora por lo que deben tener

siempre en cuenta las curvas de demanda del ciclo. Asimismo, los

peajes de los contratos asociados a ciclos combinados suelen ser

menores que los normales por lo que en muchas ocasiones se


_____________________________________________________________________

realizan contratos específicos de regasificación y transporte para

dichos ciclos combinados.

4.2.2. Contratos logísticos

Los contratos determinan los derechos y las condiciones de uso de los elementos

logísticos, así como las condiciones marco de consumo y suministro de gas natural y

GNL. Los contratos logísticos en particular determinan las condiciones de uso de las

infraestructuras y requieren aprobación del transportista y GTS, ya que las

comercializadoras deben enviar a este último las programaciones informando de sus

intenciones de uso de las infraestructuras a nivel de contrato. De este modo, no sólo

tienen que comunicarle qué cantidad tienen previsto regasificar en un día sino

mediante qué contratos y en qué cantidades en cada uno de los contratos (cómo

están repartidas las operaciones entre los contratos).

Existen distintos tipos de contratos asociados al uso de infraestructuras, o a la

compra o venta de gas natural y GNL:

Contratos logísticos: Son todos aquellos contratos asociados al uso de

infraestructuras del sistema gasista:

o Contrato de regasificación: Un contrato de regasificación da

derecho a:

Descarga de buques

Almacenamiento de GNL en tanque (da derecho a

almacenar 8 días de la capacidad de regasificación

contratada)

Regasificación

Un contrato de regasificación siempre va asociado a un contrato de

transporte ya que no tiene sentido tener un contrato de

regasificación si no se va a transportar posteriormente hasta los

puntos de suministro.


_____________________________________________________________________

Este tipo de contratos pueden ser de largo o de corto plazo y los

peajes que se les aplican a cada uno de ellos son diferentes. Los

peajes asociados a contratos de corto plazo son diferentes para el

periodo de extracción (utilizados en invierno) que para el periodo

de inyección (utilizados en verano), siendo estos últimos más bajos

que los del periodo extracción. Los contratos a largo plazo tendrán

sin embargo asociados los mismos peajes durante los periodos de

extracción y de inyección, siendo éstos más altos que los de corto

plazo del periodo de inyección pero más bajos que los de corto

plazo del periodo de extracción, y no se podrán rescindir antes de

un año y medio.

o Contrato de carga de cisternas: Da derecho a la carga de camiones

cisterna desde los tanques de GNL de la planta de regasificación

para poder abastecer GNL a las plantas satélite, bien sean

industriales o de distribución.

o Contrato de transporte: Da derechos de introducir gas en la red de

transporte, así como derechos de balance. Incluye el contrato de

transporte de cisternas. Tiene una matriz de salidas asociadas bien

a un PCTD, en el caso de mercado doméstico, o a un CUPS, para

grandes clientes.

o Contrato de distribución: Contrato de distribución requerido para

poder abastecer gas a una planta de regasificación conectada a una

red de distribución.

o Contrato de uso de AASS: El tratamiento individual o agrupado

de los almacenamientos subterráneos dependerá del punto de

balance. En España existen dos almacenamientos subterráneos

pero a nivel de gestión y efectos logísticos sólo existe uno, ya que

lo que una comercializadora contrata al GTS es capacidad de

almacenamiento en general. Este tipo de contratos da derechos de:

Inyección (durante los meses estivales de abril, mayo,

junio, julio, agosto, septiembre y octubre)


_____________________________________________________________________

Extracción (durante los meses invernales de

noviembre, diciembre, enero, febrero y marzo)

Almacenamiento (en el mes de octubre se tienen que

quedar con el 80% de la capacidad contratada)

Al igual que los contratos de transporte, los contratos de uso de

AASS pueden ser de largo o corto plazo, aplicándoseles los peajes

de la manera explicada anteriormente.

Como se ha comentado, cada comercializadora contrata la

capacidad de almacenamiento deseada. Una vez todas las ellas han

contratado dicha capacidad, la capacidad sobrante sale a subasta a

un precio menor del de contratación. Muchas comercializadoras

juegan con esta opción ya que son formas de almacenamiento más

baratas, pero ninguna se arriesga a no contratar la mínima

capacidad requerida ya que nadie les asegura que la subasta final

vaya a ser para ellos.

o Contrato de tránsito internacional/interzonal: Son contratos de

transporte a través de una conexión internacional. Pueden ser de

tránsito de entrada o de salida, diferenciándose en que el contrato

de entrada da derechos de balance mientras que el de salida no. Al

ser contratos diferentes, tienen códigos diferentes de programación

y por tanto se programan de manera diferente.

Contratos no logísticos: Son todos aquellos contratos que no están

asociados al uso de infraestructuras gasistas sino que están relacionados

con el comercio del gas natural.

o Contratos de compra/venta: Contratos en los que existen compras

y ventas de manera individual o conjuntamente a otras

comercializadoras.

o Contratos de intercambio: Contratos realizados entre dos

comercializadoras mediante los cuales se intercambian GN o GNL


_____________________________________________________________________

y en donde no hay un intercambio monetario sino simplemente de

gas. Es cierto que este tipo de contratos pueden llevar costes de

ATR repercutido como ocurre por ejemplo en el caso de que una

comercializadora dé el gas en una planta de regasificación y la otra

lo reciba en la AOC, de manera que ésta última tendrá que hacerse

cargo de los gastos de regasificación ya que éste dio el gas en la

planta. La importancia de este tipo de contratos es enorme para las

comercializadoras ya que la forma de recibir el gas en las plantas

no es gradual, sino por picos (el buque de GNL llega a la planta y

descarga GNL cada cierto periodo de tiempo) y a lo largo de éste

periodo sin recibir GNL pueden existir repentinos picos de

demanda que las comercializadoras tienen que abastecer o

simplemente que éstas se vayan quedando sin gas para

suministrar. Asimismo, los días de descarga de GNL en las plantas

para cada comercializadora no son los mismos por lo que las

comercializadoras piden gas a otras comercializadoras que tienen

suficiente volumen de gas en stock cuando lo necesitan y le

devuelven todo el gas a ésta cuando le llega el nuevo buque de

GNL.

o Contratos de aprovisionamiento: Son los contratos de

aprovisionamiento de GN, a través de gasoductos, o de GNL,

mediante buques metaneros, procedente de otros países. Este tipo

de contratos es de vital importancia para las comercializadoras

españolas debido al ínfimo nivel de autoabastecimiento y

producción nacional de gas natural que se tiene en España. Por

tanto, una incorrecta gestión de los aprovisionamientos de gas

puede hacer a una comercializadora se quede sin gas natural

suficiente para llevar a cabo los suministros a sus clientes.

Los contratos de aprovisionamiento pueden ser a largo plazo o

contratos spot.


_____________________________________________________________________

Los contratos logísticos tienen asociados términos de coste, y son estos términos

los que se deben de optimizar y tener en cuenta a la hora de gestionar el balance. De

este modo, la estructura de formación del precio se determina a través de una

fórmula que a su vez viene determinada por los términos de coste, bien de

tipo fijo o variable.

Los términos de tipo variable consiste en un coeficiente a multiplicar por

la cantidad de energía realmente consumida (kWh).

La formación de aplicación del término fijo puede ser:

o Directa (p.e. € por cada operación asociada al contrato)

o Sobre capacidad contratada (p.e. cent €/ kWh)

o Sobre promedio durante un periodo de aplicación (p.e. €/cisternas

promedio último mes)

o Sobre máximo durante un periodo de aplicación (p.e.

€/nominación máxima último mes)

Asimismo, para el cálculo de la facturación y penalizaciones de un contrato

logístico es necesario tener en cuenta las siguientes variables:

Uso mínimo de la capacidad contratada (%, p.e. 85%)

Uso máximo de la capacidad contratada (%, p.e. 105%)

Por otra parte, las modificaciones de las capacidades de los contratos se llevan a

cabo mediante addendas, que permiten modificar las condiciones de un contrato en

vigor sin necesidad de su cancelación.

En un futuro se prevé la posibilidad de que exista un mercado secundario de

capacidad en el que las comercializadoras puedan alquilar y/o comprar o vender

capacidades. El alquiler de la capacidad de transporte daría derechos de balance a la

comercializadora arrendataria y restaría esos mismos derechos a la comercializadora

arrendadora.


_____________________________________________________________________

4.2.3. Procesos

El proceso logístico se puede desglosar en once grandes funcionalidades, que

engloban todas las actividades necesarias para la gestión de la logística del gas.

1. Gestión de los

elementos

logísticos

1. Gestión de los

elementos

logísticos

2. Gestión de la

demanda

2. Gestión de la

demanda

3. Gestión del uso

de los contratos

3. Gestión del uso

de los contratos

4. Gestión de

intercambios

4. Gestión de

intercambios

5. Gestión de

operaciones

5. Gestión de

operaciones

6. Balance

energético en

las plantas de

regasificación

6. Balance

energético en

las plantas de

regasificación

7. Balance

energético en

la red de

transporte

(AOC)

7. Balance

energético en

la red de

transporte

(AOC)

8. Programaciones

y nominaciones

8. Programaciones

y nominaciones

9. Conciliación de

balances y

programaciones

9. Conciliación de

balances y

programaciones

10. Cálculo de

costes

logísticos

10. Cálculo de

costes

logísticos

11. Generación de

informes

11. Generación de

informes

1. Gestión de los

elementos

logísticos

1. Gestión de los

elementos

logísticos

2. Gestión de la

demanda

2. Gestión de la

demanda

3. Gestión del uso

de los contratos

3. Gestión del uso

de los contratos

4. Gestión de

intercambios

4. Gestión de

intercambios

5. Gestión de

operaciones

5. Gestión de

operaciones

6. Balance

energético en

las plantas de

regasificación

6. Balance

energético en

las plantas de

regasificación

7. Balance

energético en

la red de

transporte

(AOC)

7. Balance

energético en

la red de

transporte

(AOC)

8. Programaciones

y nominaciones

8. Programaciones

y nominaciones

9. Conciliación de

balances y

programaciones

9. Conciliación de

balances y

programaciones

10. Cálculo de

costes

logísticos

10. Cálculo de

costes

logísticos

11. Generación de

informes

11. Generación de

informes

Figura 50: Principales procesos en la logística del gas

A continuación se describirán en detalle cada uno de estos procesos.

4.2.3.1. Gestión de elementos logísticos

Esta funcionalidad tiene como objetivo la gestión de las infraestructuras logísticas

y demás nodos involucrados en la gestión logística. De este modo, este primer

proceso consiste en definir cuántos elementos logísticos se van a tener en cada zona

de balance, cuáles son éstos, qué características y atributos tienen y cómo afectan

cada uno de ellos al balance de gas.

Así, cada zona de balance lleva asociados diferentes elementos logísticos de

manera que el impacto de las operaciones realizadas sobre dichos elementos en el

punto de balance de la zona asociada queda definido por el tipo de elemento

logístico al que pertenece.

Por este motivo, es importante diferenciar entre los elementos logísticos o

infraestructuras sujetas a balance, es decir, aquellas que admiten un stock de GN o


_____________________________________________________________________

GNL sujeto a una ecuación de balance (p.e. AOC, AASS o planta de GNL de una

planta de regasificación), frente a aquellos elementos que, aún perteneciendo a una

zona de balance y pudiendo ser programables, no admiten balance de gas (p.e. las

entradas y salidas de red de transporte). Esta distinción será imprescindible a la hora

de realizar el balance de gas para la correcta gestión logística.

En este contexto, una zona de balance se puede definir como un conjunto de

elementos logísticos sujetos a balance (p.e. AASS, planta de regasificación, etc.) y

sobre el cual se realizará el balance. Dentro de esta zona, existe un elemento logístico

que se considera el punto de balance y sobre el cual recae el balance de todos los

elementos asociados a dicha zona. El punto de balance, al tratarse de un elemento

logístico más, en muchos casos incorpora su propia aportación de gas como es el

ejemplo de la AOC, que puede aportar gas al balance a partir de intercambios o

regularizaciones. El resto de elementos logísticos sujetos a balance (p.e. AASS,

plantas) de la zona tienen su propia ecuación de balance de stock así como sus

propios límites de operación y stock.

Dentro de una zona de balance pueden distinguirse dos balances: un balance de

GN y un balance de GNL; y cada uno de los elementos logísticos sujetos a balance de

la zona se asocian al balance de GN (los AASS y la AOC) y/o al balance de GNL (las

plantas de regasificación).

Por otro lado, cada zona de balance debe gestionarse teniendo en cuenta las

reglas de balance correspondientes ya que el incumplimiento de las mismas supone

penalizaciones para la comercializadora que se tendrán en cuenta dentro de los

costes logísticos.

En la Figura 51 se muestra la relación entre los diferentes elementos que entran en

juego en la logística del gas. De este modo, las operaciones se realizan sobre los

elementos logísticos definidos para la zona de balance y el conjunto de todos los

elementos logísticos y las operaciones realizadas sobre ellos es lo que constituye el

balance. A su vez, los contratos se realizan sobre los elementos logísticos de manera


_____________________________________________________________________

que se controle el uso de éstos, pudiendo tener cada elemento más de un contrato

asociado y teniendo que estar las diferentes operaciones que se realicen sobre el

elemento logístico repartidas entre los contratos asociados al mismo. Asimismo, cada

contrato lleva asociados unos costes logísticos que cuantifican el coste de realizar las

operaciones sobre los elementos. Periódicamente, las comercializadoras deben

mandar la programación de las operaciones que tienen intención de realizar sobre

los elementos logísticos al GTS a nivel de contrato.

OperacionesElementos logísticos

Balance

Costes

Contratos

Programación

al GTS a nivel

contrato

OperacionesElementos logísticos

Balance

Costes

Contratos

Programación

al GTS a nivel

contrato

Figura 51: Esquema de relaciones entre los diferentes componentes de la logística del gas

Las zonas de balance están asociadas a reglas de balance que especifica el GTS y

que se definen a través de las siguientes variables:

Stock de todas las plantas de la zona de balance a la que pertenece la

planta entre la capacidad regasificación contratada en todas las plantas de

la zona de balance.

Stock de la planta de regasificación entre la capacidad de regasificación

contratada en la propia planta (suma de todos los contratos), a través de lo

cual se obtiene el stock en días.

Stock promedio de los últimos 30 días en todas las plantas de la zona de

balance entre capacidad de regasificación de todas las plantas (Regla 3.6.1

en el balance agregado de GNL, según la cual el stock de GNL máximo

permitido en una planta en un día se calcula como la media móvil del

stock de GNL en días de los 30 días anteriores al mismo, y debe ser menor

que 8).


_____________________________________________________________________

Stock en el punto de balance entre la capacidad total de transporte, de

donde se obtiene el stock en días.

De este modo, las penalizaciones por incumplimiento del nivel de tolerancia de

cada zona de balance se establecen a través de un coeficiente multiplicador de un

parámetro o de una curva de penalización que se contabilizan en los costes

logísticos.

4.2.3.2. Gestión de la demanda

El objetivo de este proceso es la previsión del consumo futuro de gas natural y

GNL con el fin de poder realizar la programación al distribuidor. La optimización de

la gestión logística del gas estará muy influenciada por la correcta realización de este

proceso ya que en la medida en que la previsión de la demanda sea más ajustada a la

realidad la gestión de la logística del gas será más acertada.

Gracias a este proceso, se tendrá conocimiento de las previsiones de la demanda

correspondientes a los clientes domésticos y grandes clientes, líneas directas,

exportaciones y ciclos combinados e inyección en AASS, con el objetivo de poder

introducir esta información como salidas en el balance de la red de transporte

(AOC).

Las previsiones de la demanda se realizarán tanto a largo como a corto plazo con

el objetivo de poder realizar balances de gas con diferentes horizontes temporales y

así optimizar la gestión logística.

Con el objetivo de estimar la demanda, las comercializadoras utilizan diferentes

métodos estadísticos cuantitativos a partir de series temporales anteriores. A

continuación se presentarán los métodos más importantes para dicho proceso de

manera que se presenten las ventajas e inconvenientes de cada uno.

Existen dos grandes métodos utilizados en la estimación de la demanda.


_____________________________________________________________________

1. Método de extrapolación basado en series temporales

Se utilizan los datos históricos de la demanda para descubrir tendencias de tipo

estacional, cíclico y aleatorio o errático siendo un método efectivo para productos de

demanda razonablemente estable. Por medio de los promedios móviles se determina

primero si hay presente un factor estacional y con un sistema de regresión lineal

simple se define la línea de tendencia de los datos para establecer si hay presente un

factor cíclico. El factor aleatorio estará presente si se puede atribuir un

comportamiento errático a la demanda debido a acontecimientos aleatorios no

recurrentes.

El primer paso para analizar una serie temporal consiste en representar dicha

serie gráficamente. El gráfico de dicha serie permitirá:

Detectar outliers11 o puntos de la serie que se escapan de lo normal. Si se

detecta que efectivamente es un outlier, se debe omitir dicho dato o

reemplazarlo por otro valor antes de empezar a analizar la serie.

Detectar la tendencia o comportamiento predominante de la serie, es

decir, la dirección general de la variable en el periodo de observación o el

cambio a largo plazo de la media de la serie.

Detectar la variación estacional o movimiento periódico de la serie de

tiempo siendo las principales fuerzas que causan una variación estacional

las condiciones climatológicas. La duración de la unidad del periodo es

generalmente menor que un año. Matemáticamente, se puede decir que la

serie presenta variación estacional si existe un número s tal que x(t) = x(t +

k s).

11 Un outlier es una observación de la serie que corresponde a un comportamiento anormal del fenómeno (sin

incidencias futuras) o a un error de medición.


_____________________________________________________________________

Detectar variaciones irregulares (componente aleatoria), es decir, los

movimientos irregulares (al azar) representan todos los tipos de

movimientos de una serie de tiempo que no sea tendencia, variaciones

estacionales y fluctuaciones cíclicas.

Los modelos clásicos de análisis de series temporales suponen que una serie

puede ser representada como suma o producto de tres componentes: la tendencia

T(t), la estacionalidad, E(t), y un término de error aleatorio, A(t), denominado ruido

blanco con media 0 y varianza constante. Asimismo, existe un tercer modelo, el

modelo mixto, que supone un término medio entre el modelo aditivo y el modelo

multiplicativo.

Modelo aditivo: X(t) = T(t) + E(t) + A(t)

Modelo multiplicativo: X(t) = T(t) ∙ E(t) ∙ A(t)

Modelo mixto: X(t) = T(t) ∙ E(t) + A(t)

Estimación de la tendencia

Existen varios métodos para estimar T(t):

Ajustar una función del tiempo, como un polinomio, una exponencial u

otra función suave de t. Dicha curva de tendencia debe cubrir un periodo

de tiempo suficientemente largo para que sea una buena representación

de la tendencia a largo plazo, siendo la tendencia rectilínea y exponencial

aplicable a corto plazo.

Suavizar los valores de la serie definiendo a partir de la serie observada

una nueva serie que suavice los efectos ajenos a la tendencia

(estacionalidad, efectos aleatorios) de manera que se pueda determinar la

dirección de la tendencia. Para ello se utiliza una expresión lineal F

denominada filtro lineal que transforme la serie X(t) en una suavizada

Z(t)=F(X(t))=T(t). La función F más utilizada la media móvil, que se

calcula, para cada punto, como un promedio del mismo número de


_____________________________________________________________________

valores a cada lado de ese punto. Este método se utiliza cuando existen

muchos cambios bruscos o movimientos irregulares.

Aplicar diferencias a la serie hasta convertirla en estacionaria, es decir, que

sus propiedades no varían a lo largo del tiempo. Un ejemplo puede ser

restar valores contiguos de la serie.

Estimación de la estacionalidad

La estimación de la estacionalidad no sólo se realiza con el fin de incorporarla al

modelo para obtener predicciones, sino también con el fin de eliminarla de la serie

para visualizar otras componentes como tendencia y componente irregular que se

pueden confundir en las fluctuaciones estacionales.

De acuerdo con el modelo aditivo, se asume el siguiente modelo de X(t) una vez

se ha eliminado la tendencia.

)()()()( tAtEtTtX

Como )24()12()( tEtEtE para serie mensual, entonces basta con

estimar E(1), E(2), E(3), ... , E(12) para obtener la estimación de la estacionalidad.

A estas series temporales a las que se les ha eliminado la tendencia se denominan

“series de residuos”, R(t).

Período 1 2 K Promedio STD C.V.

Estación Fila Fila Fila

1 R(1) R(5) R(4k-3) S 1

2 R(2) R(6) R(4k-2) S 2

3 R(3) R(7) R(4k-1) S 3

4 R(4) R(8) R(4k) S 4

)1(R)1(

1

R

S

)2(R)2(

2

R

S

)3(R)3(

2

R

S

)4(R)4(

4

R

S

RRE )1()1(ˆ

RRE )2()2(ˆ

RRE )3()3(ˆ

RRE )4()4(ˆ


_____________________________________________________________________

4

1 4

)(

h

hRR

Una vez estimada la tendencia y la estacionalidad, se debe estimar X(t) en un

instante n+k posterior al último dato observado en t=n, k=1,2,3,4...(trimestre, mes,

etc). La fórmula de predicción utilizada para el modelo aditivo es:

)mod)((ˆ)(ˆ)(ˆ),(ˆ sknEknTknXknX

2. Método de análisis causal-Regresión lineal

Se trata de encontrar una relación entre la demanda histórica (variable

dependiente) y una o más variables independientes, como población, ingreso per

cápita, paro o producto interno bruto (PIB). Este método puede ser útil cuando se

dispone de datos históricos que cubren amplios períodos de tiempo pero es ineficaz

para pronosticar la demanda de nuevos productos.

Esta técnica se construye utilizando la técnica de estimación mínimo cuadrática.

Se parte de una serie temporal Yi = β1 + β2 x2i + β3 x3i + . . . + βk xki + ui, donde la

variable Y recibe el nombre de variable endógena, dependiente, y Y(t), denota su

valor en el instante t (t=1, 2,…, T), frente a las variables, x2(t), x3(t)…, xk(t) que se

llaman variables exógenas, mientras que las β denotan la magnitud del efecto que las

variables x2(t), x3(t),…, xk(t), tienen sobre Y(t). Las ui reciben el nombre de

perturbaciones aleatorias, que recogen todo lo que no está en el modelo, y que de

una u otra forma afectan a la variable dependiente (Y), pero que por una u otra

razón no pudieron estar en el modelo.

Entonces el proceso mediante el cual se obtendrán los valores de los parámetros,

partiendo de la información muestral se denomina Método de los Mínimos

Cuadrados Ordinarios, que hace mínima las diferencias entre cada valor de Yi y su

valor estimado, que son los errores de estimación.


_____________________________________________________________________

El primer paso es realizar un diagrama de dispersión para observar la relación

entre las variables de estudio. A continuación se hace una estimación de la recta de

regresión, que en el caso de que la relación entre las variables sea lineal será:

Y = β2∙ x + β1

β2 = Cov(x,y) / Var(x) y β1 = Y - β2∙ x

Para que un modelo sea válido, lo primero que tiene que cumplirse es que la

probabilidad marginal sea menor que el nivel de significación asumido por la

persona que realice el estudio (α), que se desprende del nivel de confianza con el que

se está trabajando. Por ejemplo, si se trabaja con un 95% de confianza, el nivel de

significación será de un 5%. Es precisamente este nivel el que se empleará para

realizar las regresiones.

Asimismo, el modelo de regresión lineal por ser lineal debe cumplir los supuestos

de no multicolinealidad, normalidad, no autocorrelación y homocedasticidad.

Una vez se ha estimado la recta de regresión, la pregunta que cabe hacerse es

¿cuál es la proporción de la variación total en Y que puede ser "explicada" por la

variación en X? El estadístico que mide esta proporción o porcentaje se denomina

coeficiente de determinación y la fórmula que lo determina es la siguiente:

En el presente proyecto se estimará la demanda mediante ambos métodos de

manera que se observe cual es mejor y se acerca más a la realidad, utilizando este

último para la realización de los casos prácticos de gestión del balance de gas.

4.2.3.3. Gestión del uso de los contratos

Este proceso consiste en la gestión de todos los contratos, ya sean logísticos o de

aprovisionamiento o compra/venta e intercambio, existentes en la empresa

comercializadora. Mediante este proceso se determinan los derechos y las


_____________________________________________________________________

condiciones de uso de los elementos logísticos así como las condiciones marco de

consumo y suministro de GN y GNL.

Este proceso de gestión es un proceso heterogéneo ya que debe gestionarse el

ciclo de vida completo de cada contrato, es decir, desde su fase borrador, la solicitud

al GTS, su aprobación, el uso, la facturación, hasta el cierre.

El principal motivo de la importancia de este proceso es debido a que la toma de

decisiones logísticas está limitada a las condiciones contractuales que hayan sido

fijadas (p.e. la capacidad de regasificación) y por tanto la optimización de la gestión

de los contratos permitirá el ahorro de costes en cánones, peajes y penalizaciones y

ayudará al control de la documentación a la que se somete la operativa del negocio

de manera que se mantenga controlado el estatus de todos los contratos y la

adecuación de sus cláusulas.

Como ya ha sido comentado, las diferentes operaciones que se realizan sobre un

elemento logístico deben ser repartidas entre los diferentes contratos que existen. En

el caso de una planta de regasificación por ejemplo lo óptimo es repartir de forma

plana las capacidades de regasificación entre los contratos de regasificación de

manera que se regasifique entre los límites contratados el mayor tiempo posible y se

ahorren los mayores costes posibles. En estos casos habrá que estudiar si compensa

más regasificar por encima del límite durante un tiempo de demanda punta o hacer

un contrato spot de regasificación, que en la mayoría de los casos es más caro que los

costes de penalización. En cualquier caso, si se optimiza el uso y reparto de los

contratos, los costes adicionales serán siempre los menores.

El Sistema Logístico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR) es un

procedimiento de comunicación al que tienen acceso los diferentes usuarios del

sistema gasista y permite la consulta en formato excel de los contratos previamente

realizados de manera que el GTS publica en el SL-ATR información detallada de

repartos definitivos con un desglose por comercializador, día y punto de conexión


_____________________________________________________________________

transporte-distribución, así como el detalle de las regularizaciones sobre el balance

diario y el mes de imputación.

4.2.3.4. Gestión de intercambios

Este proceso consiste en gestionar las existencias y operaciones de intercambio

GN y GNL entre las distintas comercializadoras de gas en los distintos puntos de la

red, así como en analizar su viabilidad. Asimismo, permitirá gestionar los contratos

de intercambio y la generación física del mismo.

Los intercambios pueden llevarse a cabo en el mismo elemento logístico (compra

y venta de GN/GNL en el mismo punto) o en elementos logísticos distintos (p.e.

compra en planta y venta en el AOC) en cuyo caso el intercambio llevará asociado

los correspondientes costes de ATR. Así, las operaciones individuales de intercambio

deben quedar reflejadas en el balance de las plantas (si los intercambios son de GNL)

y el balance del AOC (si los intercambios son de gas natural).

Las operaciones de intercambio pueden tener costes de ATR asociados tanto

repercutidos como soportados, por ejemplo peajes de regasificación o mermas. Estos

costes aparecen cuando el intercambio se da en elementos logísticos distintos, ya que

si por ejemplo se compra en una planta pero se vende en el AOC, dicha compra

llevará asociado un peaje de regasificación.

Asimismo, no es necesario que el intercambio sea en el mismo momento para

ambas comercializadoras, de hecho en la mayoría de los casos una lo entrega en un

momento del mes y se le es devuelto en otro. Este hecho se aprovecha por las

comercializadoras para hacer frente a la irregularidad de las entregas de GNL por

los buques, y como consecuencia, a la irregularidad en el stock de las plantas como

se observa en la Figura 52. Los picos representan la llegada de los buques a las

plantas, de manera que el stock va disminuyendo hasta la llegada del siguiente. Sin

embargo, los buques no llegan al mismo tiempo a las diferentes plantas, ni todas las

comercializadoras tienen contratado el mismo stock en cada planta por lo que dichos

picos suelen estar desfasados en el tiempo como se observa en la figura. Claramente


_____________________________________________________________________

es en los cortes de ambas gráficas donde los intercambios son muy convenientes

para ambas comercializadoras (puntos negros) y es en esos momentos donde de

hecho los hacen aprovechando el alto nivel de GNL que tiene la comercializadora a

la que le acaba de suministrar el buque y el menor stock que tiene la otra

comercializadora. Queda así reflejada la gran importancia que tienen los

intercambios de gas para todas las comercializadoras.

tiempo

Comercializadora1

Comercializadora 2

Stock planta

tiempo

Comercializadora1

Comercializadora 2

Stock planta

Figura 52: Evolución del stock de las plantas de regasificación a lo largo del tiempo

Todos los intercambios comerciales deben programarse y ser notificados al GTS a

través del MS-ATR (Mercado Secundario de Acceso de Terceros a la Red) de manera

que se estimule un mercado secundario de gas como existe actualmente en muchos

países como por ejemplo en Francia. Para el GTS este tipo de intercambios es lo

mismo que una compra-venta, ya que a pesar de no haber intercambio monetario

existe un intercambio real de gas natural.

4.2.3.5. Gestión de operaciones

Este proceso consiste en gestionar las operaciones de aprovisionamiento del

suministro de GNL y GN, y las operaciones de compras, ventas e intercambios de

gas en una o varias infraestructuras. Asimismo, permite gestionar las operaciones

sobre las infraestructuras asociadas a un contrato logístico. De esta manera, se

permite definir la planificación de entradas y salidas de gas al sistema bien mediante

un contrato de aprovisionamiento de GNL o bien a través de las compras/ventas de

GN.


_____________________________________________________________________

Las operaciones pueden estar asociadas a un elemento logístico y consisten en el

uso del mismo en términos de cantidades de gas procesadas en cada periodo siendo

dichas operaciones los elementos clave para la construcción del stock de balance de

un elemento logístico sujeto a balance (p.e. punto de balance, AASS, planta de

regasificación, etc).

La tipología de operaciones que se pueden realizar depende del elemento

logístico al que vaya asociado y se pueden distinguir las siguientes:

Operaciones logísticas (asociadas a contratos logísticos):

o Regasificación de GNL en GN

o Carga de cisternas

o Transporte: transporte de gas de una zona a otra, entrada/salida

de GN por conexión internacional, importación/exportación de

GN, etc.

o Inyección y extracción de GN de los AASS

Aprovisionamiento de GNL: consiste en la compra del GNL mediante la

compra o compra spot de buques metaneros y la correspondiente gestión

del buque para hacer llegar el GNL correctamente a la planta de

regasificación (planificación de la descarga y finalmente programación).

Aprovisionamiento de GN: compra de GN en la brida de salida de la

planta de regasificación, compra de GN en el punto de balance, etc.

Operaciones de compra o venta pura de GN o GNL a otras contrapartes o

agentes cualificados con las condiciones que se acuerden en el contrato (en

el punto de balance, planta de regasificación, AASS, etc.).

Operaciones de intercambio de GN o GNL entre diferentes

comercializadoras (intercambio energético sin intercambio monetario). Se

podrán realizar en las diferentes infraestructuras del sistema e incluso en

dos infraestructuras diferentes.

Adicionalmente, las operaciones serán repartidas por contratos a través de reglas

impuestas por cada comercializadora.


_____________________________________________________________________

Las operaciones deben quedar reflejadas en el balance de las plantas y en el

balance del AOC teniendo cada una de ellas un impacto diferente en el balance como

se verá en el siguiente epígrafe.

4.2.3.6. El balance energético

Este proceso consiste en la elaboración del balance físico por una parte de GN

(balance energético en la red de transporte (AOC)) y por otra de GNL (balance

energético en las plantas de regasificación).

Por tanto, la construcción del balance consiste en el cálculo de la evolución del

stock en cada uno de los elementos logísticos sujetos a balance a partir de las

distintas operaciones realizadas sobre cada uno de los elementos logísticos en

función las capacidades máximas definidas en los contratos existentes sobre las

infraestructuras del sistema gasista y de las operaciones de aprovisionamiento,

compra y venta e intercambios.

Si el balance es a futuro, las operaciones a partir de las cuales se realiza el balance

están basadas en la mejor previsión de los aprovisionamientos, de las demandas y de

las compras-ventas dentro del sistema así como de la correcta gestión de los

elementos logísticos (operaciones de regasificación, transporte, AASS, etc).

El horizonte temporal se debe especificar cada vez que se vaya a construir un

balance aunque por defecto se realiza en base diaria para fechas pasadas y los

primeros cuatro meses de previsión, y en base mensual hasta completar dos años.

La gestión del balance se hace sobre una zona de balance completa, estando ésta

compuesta por todas las entradas y salidas de GN y GNL del balance: plantas de

regasificación, entradas a la red de transporte (conexiones internacionales/

interzonales de entrada y conexiones entre las plantas de regasificación y la red de

transporte), punto de balance, almacenamientos subterráneos, salidas de la red de

transporte (conexiones internacionales/interzonales de salida), salidas a clientes,

ciclos combinados y puntos de suministro logísticos (convencionales, líneas directas


_____________________________________________________________________

y mercado eléctrico). El caso más completo de balance sería considerar un país

entero como zona de balance de manera que se realice el balance completo de dicho

país. Para ello, se consideran todas las zonas de balance del país conectadas a partir

de las conexiones interzonales (p.e. TIGF y GRT sud en el caso de Francia) teniendo

en cuenta las relaciones interzonales entre las mismas.

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Figura 53: Esquema de conexión de las zonas de balance

Para gestionar las operaciones que afectan a un balance, se deben tener en cuenta

todos los contratos que regulan dichas operaciones, tanto sobre las infraestructuras

del sistema como de aprovisionamiento y compra/venta de gas, para el rango de

fechas seleccionado para realizar el balance. Así, por ejemplo, se podrán gestionar

las entregas de buques de GNL planificadas a través de contratos de

aprovisionamiento, que afectan al balance como entrada de gas.

El proceso de cálculo de un balance se debe realizar siguiendo los siguientes

pasos:

1. Establecimiento del horizonte temporal (rango de fechas) y la zona de

balance sobre los cuales se va a realizar el cálculo de balance.

2. Des este modo, quedan identificados todos aquellos elementos logísticos

sujetos a balance (incluido el punto de balance) de la zona de balance

seleccionada y las entradas/salidas a la red de transporte (donde quedan

recogidas las conexiones internacionales/interzonales), ya que si bien no

están sujetas a balance sí se gestionan desde el balance.

3. Se identifican los puntos de suministro logísticos pertenecientes a la zona de

balance.

4. Para cada elemento logístico sujeto a balance se obtienen todos los elementos

logísticos que intervienen en su balance, así como su fórmula de construcción


_____________________________________________________________________

del balance, y la contribución de cada operación (+/-) sobre el mismo (ver

Figura 54).

5. A continuación, se obtiene la demanda de todos los puntos de suministro

logísticos de la zona de balance. Como observación, se debe tener en cuenta

que el nivel de detalle de la demanda debe ser el mismo que el recibido en el

fichero N+2 que diariamente se obtiene del SL-ATR, de modo que si la

demanda en el fichero N+2 viene definida en cinco zonas para la zona de

balance España, para esta zona habrá cinco puntos de suministro logísticos

convencionales y cada uno de ellos englobará la demanda de su zona.

6. Para todos y cada uno de los elementos logísticos sujetos a balance (o que

afecten a balance) de la zona de balance seleccionada, se recupera su stock al

inicio del horizonte temporal seleccionado (en concreto para el día anterior).

7. Para cada una de las fechas del horizonte temporal, se toman todas las

previsiones de demanda/aprovisionamientos, las operaciones, incluidas las

compras y ventas, y las demandas agregadas asociadas a los elementos

logísticos que componen el balance de cada uno de los elementos sujetos a

balance, se les aplica su signo de entrada al balance y se las integra en la

ecuación de balance sobre el stock del día anterior. El stock para cada una de

las fechas se calcula como la suma del stock de la fecha inmediatamente

anterior más las operaciones identificadas, incluidas compras y ventas,

aplicando su coeficiente multiplicador (+/-).

8. Como resultado del balance, se obtiene, para cada día (o mes) del horizonte

de balance, el stock tanto en el punto de balance como en cada elemento

“sujeto a balance” de la zona junto con todas las operaciones asociadas a

todos los elementos logísticos. Se debe siempre validar el balance una vez se

ha obtenido de modo que se determine si las existencias están dentro los

límites exigidos.

Este esquema general de cálculo del balance de cualquier elemento sujeto a

balance se particulariza para el balance de GN (en AASS o punto de balance) y para

el balance de GNL (en plantas de regasificación).


_____________________________________________________________________

La Figura 54 resume las posibles operaciones a realizar y el impacto de las

mismas en el balance.

Incremento/DecrementoPlanta, AASS, PB, e/s red transporteIntercambios

DecrementoPlanta, AASS, PB, e/s red transporteVentas

IncrementoPlanta, AASS, PB, e/s red transporteCompras

DecrementoPunto de balanceExportación

IncrementoPunto de balanceImportación

IncrementoPunto de balanceExtracción AASS

DecrementoPunto de balanceInyección AASS

IncrementoPunto de balanceRegasificación

DecrementoPunto de balanceTransporte (en negativo)

IncrementoPunto de balanceTransporte (en positivo)

DecrementoAASSExtracción AASS

IncrementoAASSInyección AASS

DecrementoPlantaCarga de cisternas

DecrementoPlantaRegasificación

DecrementoPlantaCarga de buque

IncrementoPlantaDescarga de buque

Impacto en balanceTipo de elemento logísticoTipo de operación

Incremento/DecrementoPlanta, AASS, PB, e/s red transporteIntercambios

DecrementoPlanta, AASS, PB, e/s red transporteVentas

IncrementoPlanta, AASS, PB, e/s red transporteCompras

DecrementoPunto de balanceExportación

IncrementoPunto de balanceImportación

IncrementoPunto de balanceExtracción AASS

DecrementoPunto de balanceInyección AASS

IncrementoPunto de balanceRegasificación

DecrementoPunto de balanceTransporte (en negativo)

IncrementoPunto de balanceTransporte (en positivo)

DecrementoAASSExtracción AASS

IncrementoAASSInyección AASS

DecrementoPlantaCarga de cisternas

DecrementoPlantaRegasificación

DecrementoPlantaCarga de buque

IncrementoPlantaDescarga de buque

Impacto en balanceTipo de elemento logísticoTipo de operación

Figura 54: Operaciones logísticas e impacto en el balance

De modo que:

Una operación de regasificación así como de carga de cisternas siempre va

a restar stock de GNL en la planta de regasificación por la cantidad

regasificada o cargada en cisterna.

Todas las operaciones de transporte se asignan al punto de balance

aumentando su stock en la cantidad que es transportada.

Las operaciones de regasificación y transporte difieren en aquellos casos

en los que puedan existir intercambios en la entrada a red de transporte.

Sin embargo, las operaciones de regasificación coinciden siempre con las

de transporte e intercambio en redes de transporte asociadas a la planta.

Una operación de inyección (extracción) incrementa (decrementa) el stock

de GN en el AASS mientras que disminuye (aumenta) el stock de GN en el

punto de balance (adicionalmente al efecto de los intercambios existentes

tanto en AASS como en el punto de balance).

En general, las operaciones de transporte son las que condicionan el stock

en el punto de balance, teniendo siempre en cuenta:


_____________________________________________________________________

o Las exportaciones de GN que se llevan a cabo mediante

operaciones de transporte en el elemento entrada/salida que

representa la conexión internacional/interzonal y aumentan el

stock del punto de balance destino de la exportación mientras que

disminuyen el stock de GN del punto de balance origen. (p.e.

exportación de GN de España a Portugal aumentará el stock de

GN en el punto de balance portugués mientras que disminuirá el

stock en el punto de balance de España (AOC)).

o Las operaciones de compra de GN aumentan el stock en el punto

de balance o AASS, mientras que las operaciones de venta de GN

disminuyen el stock en el punto de balance o AASS.

Una operación de compra de GNL aumenta el stock de la planta, mientras

que una operación de venta de GNL disminuye el stock de la planta.

Las operaciones de carga de buques aumentarán el stock de la planta de

descarga (estas operaciones serán gestionadas en un módulo excluido de

aprovisionamiento de GNL).

A efectos del balance una operación de intercambio tiene el mismo efecto que una

operación conjunta de compra y venta donde las cantidades de GN/GNL

intercambiado coinciden, o prácticamente coinciden pudiendo existir diferencias en

caso de aplicar mermas al intercambio (p.e. intercambio donde la compra se realiza

en planta-GNL y la venta se realiza en la AOC -GN).

La correcta gestión de los balances de GNL y de GN permite planificar

correctamente los aprovisionamientos y ver el detalle de los aprovisionamientos ya

planificados.

Adicionalmente al balance de plantas y de la AOC, existen realidades para las que

es recomendable generar un balance virtual para generar instancias del balance real

con objeto de realizar pequeñas simulaciones para el diseño de determinadas

funciones, como son la programación mensual o el análisis de operaciones de

envergadura.


_____________________________________________________________________

Un balance virtual se define como un conjunto de contratos sujetos al balance al

que se pueden adherir determinados contratos y así determinar su influencia sobre

el balance. El cálculo del stock en el balance virtual se compondrá a partir de la

siguiente fórmula:

Stock BalanceVirtual(fecha) = StockBalanceVirtual(fecha-1) +

+ OperacionesEntrada(fecha) – SalidasAClientes(fecha)

4.2.3.6.1. Balance energético en las plantas de regasificación

El balance de las plantas permite conocer la evolución del stock de existencias de

GNL en las plantas de regasificación a partir de la previsión de aprovisionamientos,

de compra-ventas dentro del sistema, de intercambios, de carga de cisternas y de las

nominaciones (es decir, regasificaciones teniendo en cuenta las capacidades de

regasificación contratadas). Este balance da la posibilidad de llevar una planificación

exhaustiva y control de las descargas de buques así como un registro y estudio de la

viabilidad de los intercambios realizados con otras comercializadoras.

El cálculo del stock por plantas se realiza para un horizonte temporal (rango de

fechas) y una zona de balance determinada.

Para la construcción del balance en las plantas, en primer lugar se obtienen, para

cada planta de regasificación, todas las planificaciones de descarga de buques que

intervienen en su balance y la demanda de todas las plantas satélite de GNL

asociadas a la planta, así como las operaciones de regasificación establecidas sobre la

misma. A continuación, se recupera el stock de gas al inicio del horizonte temporal

seleccionado (en concreto para el día anterior) y para cada una de las fechas del

horizonte temporal, y se toman todas las operaciones de descarga de buques,

regasificación, compras, ventas, y demandas de cisternas, y se les aplica su signo de

entrada al balance integrándolas en la ecuación de balance sobre el stock del día

anterior.


_____________________________________________________________________

Compras

Balance Plantas

(GNL)

Balance Plantas

(GNL)

BuquesBuques

Intercambios

VentasCarga de

Cisternas

Regasificación

Compras

Balance Plantas

(GNL)

Balance Plantas

(GNL)

BuquesBuques

Intercambios

VentasCarga de

Cisternas

Regasificación

Figura 55: Construcción del balance de GNL en las plantas de regasificación

Así, el balance se compone a partir del stock del día anterior más las descargas de

buques, más/menos los intercambios, más las compras, menos las ventas, menos las

cargas de cisternas y menos las nominaciones (regasificaciones). La siguiente

fórmula muestra la ecuación utilizada para calcular dicho balance de GNL (teniendo

en cuenta todas las operaciones realizadas para el rango de fechas seleccionado):

Stock GNLplanta,fecha = StockGNL(fecha-1,planta) - Regasificación(fecha,planta) +

+ Intercambios(fecha,planta) - DemandaDiariaCisternas(fecha,planta) +

+ (Buques(fecha,planta) * (1-Mermaregasificación))

El cálculo del stock por días muestra por tanto la duración de las existencias de

GNL en términos de días para las plantas teniendo en cuenta los stocks calculados y

las capacidades de regasificación contratadas. El stock por días se realiza para el

mismo horizonte temporal que el empleado para el cálculo del stock por plantas, y

se calcula a través de la siguiente fórmula:

Días GNLplanta,fecha = StockGNL(fecha,planta) /

CapacidadRegasificación(cisternas+reg) (fecha,planta)

Es siempre interesante que una vez construido el balance, se generen varios tipos

de gráficas para el rango de fechas de modo que se indique, en cada caso, los límites

legales que permiten controlar los posibles excesos o defectos de GNL almacenado

en los tanques de las plantas:


_____________________________________________________________________

La evolución del stock por cada planta

La evolución del stock total en las plantas del sistema

La evolución del stock por días

El stock de existencias en todas las plantas debe estar alineado con las

restricciones técnicas (existencias mínimas y máximas, es decir, entre 0 y 8 días de la

capacidad contratada), con las condiciones de uso de la infraestructura determinadas

por el contrato y con otras condiciones impuestas por el GTS (zonas de tolerancia,

perfiles de utilización de las infraestructuras, etc.).

En el cálculo del balance se debe tener en cuenta que, en caso de que una planta

se encuentre con existencias negativas, a efectos de penalización, se debe considerar

incluido el stock completo de un buque descargado cuya fecha de comienzo de

descarga coincida con el día para el que se está calculando el stock. Únicamente si

tras incorporar la energía comenzada a descargar en el día el stock siguiera siendo

negativo, se debe considerar su penalización por la violación del límite inferior de la

planta.

Existen penalizaciones para aquellas comercializadoras que sobrepasan las

tolerancias definidas por día o número de días consecutivos. Las penalizaciones son

monetarias en el caso de exceso/defecto de existencias por regasificación y retraso

de buques en caso de problemas de 3.6.1.

El proceso de gestión del balance de GNL en el horizonte temporal escogido,

consiste en la gestión de dicho balance en cada una de las plantas de regasificación

de la zona de balance seleccionada. De este modo, se tiene una visión completa y se

lleva un control sobre: la planificación de buques, las compras, la carga de cisternas,

los intercambios, las regasificaciones y el stock de GNL. Asimismo, se puede obtener

un resumen de existencias de GNL en el conjunto de todas las plantas, por lo que se

obtiene una visión global del nivel de existencias totales en el sistema.

Así, los datos que se tienen una vez se haya realizado el balance son:


_____________________________________________________________________

Stock en cada planta de regasificación

Existencias totales

Existencias promedio

Capacidad contratada total (en el conjunto de las plantas)

Existencias promedio en días

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

acc

ion

es

inye

cc

ion

es

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

acc

ion

es

inye

cc

ion

es

Red de

transporte y

distribución

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

acc

ion

es

inye

cc

ion

es

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

acc

ion

es

inye

cc

ion

es

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

acc

ion

es

inye

cc

ion

es

Red de

transporte y

distribución

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

acc

ion

es

inye

cc

ion

es

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Figura 56: Balance de GNL en las plantas de regasificación

4.2.3.6.2. Balance energético en la red de transporte (Punto de balance)

El balance energético en el Almacenamiento para la Operativa Comercial (AOC)

permite conocer la evolución del stock de GN en toda infraestructura con capacidad

de almacenamiento sujeta a normativa (AASS, plantas de regasificación y red de

transporte).

Para llevar a cabo el balance en la AOC, en primer lugar, se deben obtener, para

cada punto de balance (p.e. AOC) y AASS, todas las entradas y salidas de la Red de

Transporte que intervienen en su balance y la contribución de cada operación (+/-)

sobre el mismo, así como la demanda de todos los puntos de suministro logísticos de

la zona de balance. A continuación, se debe recuperar el stock de GN al inicio del

horizonte temporal seleccionado (en concreto para el día anterior) y para cada una

de las fechas del horizonte temporal, se toman todas las operaciones, incluidas


_____________________________________________________________________

compras y ventas, y demandas agregadas, se les aplica su signo de entrada al

balance y se las integra en la ecuación de balance sobre el stock del día anterior.

Compras

Balance Red de Transporte

(GN)


(GN)

AASSAASS

Conexiones

internacionales

Conexiones

internacionales

VentasDemanda

PlantasPlantas

ex

tra

cc

ión

inye

cc

ión

regasificación

Compras


(GN)


(GN)

AASSAASS

Conexiones

internacionales

Conexiones

internacionales

VentasDemanda

PlantasPlantas

ex

tra

cc

ión

inye

cc

ión

regasificación

Figura 57: Construcción del balance de GN en la red de transporte

De este modo, el cálculo del stock en la AOC se realiza, como en los casos

anteriores, para un horizonte temporal (rango de fechas) y se compone a partir del

stock del día anterior más la cantidad de gas natural regasificado en cada planta,

más/menos la regasificación transferida, las entradas/salidas de gas por conexiones

internacionales, las extracciones/inyecciones en AASS, los intercambios, los ajustes

n+2 y menos las mermas y los suministros. La siguiente fórmula muestra la ecuación

utilizada para calcular dicho balance de GN:

Stock AOC(fecha) = StockAOC(fecha-1) + (Σplanta(Regasificación(fecha,planta)) *

* (1-Mermatransporte)) – DemandaConvencional(fecha) –

– (ΣcicloDemandaCiclos(fecha,ciclo)) – Inyección/ExtracciónAASS (fecha) +

+ IntercambiosComerciales(fecha,AOC) –

– RegularizaciónN+2(fecha) + ΣConexionesInternacionales(fecha)

El cálculo de las existencias diarias obtiene las existencias de GN en AOC en días

de capacidad contratada teniendo en cuenta los stocks en AOC y la capacidad de

transporte de GN contratada. Las existencias diarias utilizan siempre el mismo

horizonte temporal que el utilizado para el cálculo del stock en AOC y se calculan a

través de la siguiente fórmula:

Días AOC(fecha)= StockAOC(fecha) /CapacidadTransporte(fecha)


_____________________________________________________________________

Los almacenamientos subterráneos son tratados de forma agregada o individual

dependiendo de la tipología de los mismos (y sus características particulares) y el

punto de balance. Sin embargo, en muchos casos interesa conocer el stock de gas

natural que hay en ellos con el objetivo de llevar un control sobre los mismos que

faciliten la gestión del balance en la red de transporte. Por tanto, el stock de gas en

los almacenamientos subterráneos para un horizonte temporal dado se calcula a

través de la siguiente fórmula:

Stock AASS(fecha) = StockAASS(fecha -1) + Inyección(fecha) *

* (1-Mermainyección) – Extracción(fecha) * (1-Mermaextracción)

Como en el caso del balance de GNL, una vez construido el balance, es

interesante generar varios tipos de gráficas para el rango de fechas seleccionado de

manera que se muestren los siguientes resultados:

La evolución del stock en la AOC

La evolución de las existencias diarias indicando en cada caso, los límites

legales que permiten controlar los posibles excesos de GN en AOC.

Asimismo, se debe imputar un “N+2 contable” en el balance a una fecha dada de

manera que permita tener un balance contable calculado paralelo al físico.

La composición del balance debe estar alineada con las restricciones técnicas del

sistema (existencias mínimas y máximas), con las condiciones de uso de la

infraestructura determinadas por el contrato y con otras condiciones impuestas por

el GTS (zonas de tolerancia, perfiles de utilización de las infraestructuras, etc.).

Asimismo, las existencias diarias deben estar entre 0 y 0,5 días de la capacidad

contratada.

Existen penalizaciones por la generación de “desbalance” en el sistema para

aquellas comercializadoras que sobrepasan las tolerancias definidas por día o

número de días consecutivos. Las penalizaciones pueden ser simplemente


_____________________________________________________________________

monetarias o la venta/compra del exceso/defecto de gas en un mercado secundario

a un precio penalizado indexado al spot.

El mercado español está evolucionando hacia la posible existencia de un hub al

estilo francés. Un hub es un punto de referencia para los mercados, un centro en el

que se dan unas condiciones de liquidez y volumen para que los precios de un

producto se determinen de manera independiente, convirtiéndose de inmediato en

una referencia para otras zonas.

En este contexto, tiene sentido establecer unos límites en el punto de balance en

función de distintas variables de manera que se esté preparado para dicha situación:

Límites de amplitud en el AOC establecidos en función de distintos

criterios:

o Cantidad fija máxima en AOC.

o Ratio de la capacidad almacenada en función de la capacidad

contratada.

o Ratio de la capacidad almacenada en función de los buques

descargados en el último año.

Penalizaciones en función de distintos criterios:

o Cantidad fija a pagar.

o Coeficiente multiplicador de los peajes.

o Perfiles de penalización: por ejemplo, en el caso francés la

penalización por superación de los límites permitidos conlleva que

el GTS venda en un mercado secundario de gas dicho exceso de

capacidad a la mitad del precio de mercado, es decir, a precio de

Power Next /2.

El proceso de gestión del balance de GN en el horizonte temporal escogido,

consiste en la gestión de dicho balance realizado en el punto de balance para la zona

de balance seleccionada. De este modo, se tiene una visión completa y se consigue

llevar un control sobre: las regasificaciones de las plantas, las inyecciones y


_____________________________________________________________________

extracciones de los AASS, las importaciones y exportaciones a través de las

conexiones internacionales, los intercambios, las compras y ventas, la demanda de

los diferentes puntos de suministro y el stock de GN.

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Planta

regasificación

(GNL) n

Planta

regasificación

(GNL) n

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

AASSAASS

Demanda

Punto Balance

(AOC)

Punto Balance

(AOC) Planta

regasificación

(GNL) 1

Planta

regasificación

(GNL) 1BuqueBuque


Compras

Ventas

Compras

Ventas

Conexiones

internacionales

Carga cisterna

Regasificación

extr

accio

nes

inyeccio

nes

Red de

transporte y

distribución

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Zona

Balance 1

Zona

Balance 1

Zona

Balance 2

Zona

Balance 2

Zona

Balance n

Zona

Balance n

Conexiones

interzonales

Conexiones

interzonales

Figura 58: Balance de GN en el punto de balance

4.2.3.7. Programaciones y nominaciones

La construcción de la programación de uso de infraestructuras gasistas parte de

las operaciones realizadas sobre el conjunto del balance de una zona determinada y

requiere básicamente de la correcta gestión del uso de los contratos y el posterior

envío, en el formato correspondiente, del resultado de la programación al agente o

gestor técnico correspondiente.

Para un correcto uso del sistema gasista, las comercializadoras deben enviar las

programaciones al Gestor Técnico del Sistema a través del sistema SL-ATR y MS-

ATR con objeto de dar a conocer su intención de uso de las infraestructuras gasistas.

Asimismo, las comercializadoras deben enviar las programaciones de uso de las

redes de distribución a las diferentes empresas distribuidoras (SCTD).

Es importante destacar que la programación debe realizarse siempre bajo

premisas de continuidad del servicio de suministro y optimización de costes de uso

de las infraestructuras.


_____________________________________________________________________

Programación de transporte al GTS

Dentro de este tipo de programación, deberán realizarse programaciones para las

siguientes estructuras ya que deben enviarse al transportista las programaciones

desglosadas por tipología de operaciones realizada en cada elemento logístico:

Plantas de Regasificación: buques, regasificación, carga de cisternas,

consumo líneas directas, intercambio GNL en tanque.

o Previsión de cantidad de GNL en kWh así como de número de

tanques cisternas a cargar.

o Previsión de cantidad de GNL a regasificar a la red de transporte.

o Previsión del calendario de descarga de buques y cantidad de GNL

a descargar en planta.

o Previsión de trasvases, entendidos como intercambios de energía

entre plantas de regasificación.

Almacenamientos subterráneos:

o Previsión de inyecciones / extracciones en AASS.

Redes de transporte:

o Previsión de entrada de GN por los puntos de entrada a la red de

transporte.

o Previsión de salida de GN por los puntos de salida a la red de

transporte (conexiones interzonales / internacionales).

Ciclos Combinados (en base a la demanda de consumo suministrada por

el área de Gestión de la Energía de la comercializadora)

Asimismo, deberán realizarse programaciones para los siguientes horizontes

temporales en función del plazo con el que se envía la intención de uso de las

infraestructuras. A continuación se describe el proceso que deben seguir las

comercializadoras para la correcta programación al GTS siguiendo los horizontes

temporales especificados:


_____________________________________________________________________

Prog.

semanal

Prog.

semanalProg.

mensual

Prog.

mensualProg.

anual

Prog.

anual

Día Gas

Planificación1 Planificación3 Planificación5’Planificación5 Planificación5’’ Planificación5’’’Planificación2 Planificación4

1 2 3Balance

(N+2)

Balance

(N+2)

7

RegularizacionesRegularizaciones8

D-1

Horizonte

temporal

Consulta

programación

Consulta

programación

6

Conciliación

Renomin.Renomin.

NominaciónNominación

0-12-24h

4

5

Prog.

semanal

Prog.

semanalProg.

mensual

Prog.

mensualProg.

anual

Prog.

anual

Día Gas

Planificación1 Planificación3 Planificación5’Planificación5 Planificación5’’ Planificación5’’’Planificación2 Planificación4

1 2 3Balance

(N+2)

Balance

(N+2)

7

RegularizacionesRegularizaciones8

D-1

Horizonte

temporal

Consulta

programación

Consulta

programación

6

Conciliación

Renomin.Renomin.

NominaciónNominación

0-12-24h

4

5

Figura 59: Proceso de programación al GTS

1. Programación anual. Detalle mensual para los 12 meses del año siguiente (de

enero a diciembre). Existen 3 tipos de programaciones anuales enviadas a lo

largo del año:

Programación anual orientativa con una primera previsión del primer

trimestre del año enviada durante dicho primer trimestre, con fecha

límite el 1 de junio.

Programación anual provisional enviada antes del 31 de julio.

Programación anual definitiva que ha de enviarse antes del 15 de

septiembre.

Hoy por hoy no existen formatos definidos por los agentes demandantes de

esta programación por lo que cada comercializadora podrá llevar a cabo

dicha programación en el formato que desee. Las programaciones anuales se

realizan añadiendo a la situación del presente ejercicio una cantidad con el

objetivo de obtener slots para el siguiente año.

2. Programación mensual. Contienen las planificaciones de uso de las

infraestructuras para los tres meses siguientes. En el caso de España, la

planificación de las primeras 6 semanas se expresará con nivel de detalle

diario y por infraestructura (kWh/día) y la planificación para la segunda

quincena del segundo mes y el tercer mes vendrá indicada con nivel de

detalle mensual en GWh/mes. La programación mensual se entrega el 20 de

cada mes.

3. Programación semanal. Planificación de uso con nivel de detalle diario para

los siete días de la semana (de sábado a viernes). Se entrega la planificación


_____________________________________________________________________

de la semana próxima antes del jueves de cada semana. Las programaciones

de los ciclos tendrán además desglose horario.

4. Nominación. Planificación diaria de la programación semanal (ante ausencia

de nominaciones se toma la programación semanal). El detalle de las

nominaciones será el mismo que el de la programación mensual. Se podrá

nominar antes de las 14.00 del día D-1. Así, se realizará la planificación con

nivel de detalle diario para el día del Gas (D) siendo dicha planificación

enviada el día anterior al día D (día D-1).

5. Renominación. Planificación de uso logístico enviada el propio día de Gas.

Tiene horarios distintos a las nominaciones de modo que se podrá renominar

antes de las 18.30 del día D-1 y hasta las 12.30 del día D. En caso de no

renominar se tomará como válida la última nominación o programación

semanal enviada al GTS.

6. La comercializadora podrá contrastar en cualquier momento la

programación enviada respecto a la gestionada por el GTS a través de

consultas al sistema SL-ATR (la conciliación debe ser exacta).

7. Balance (N+2). Consumo energético en la red de transporte informado por el

GTS a partir de los consumos declarados por las distribuidoras. Es reportado

con dos días de posterioridad respecto al día del Gas y aproximadamente 8

días después se publica el N+2 definitivo. Con el fin de conciliar los balances

de la comercializadora y el GTS, los consumos reales del día del gas deberán

sustituir las previsiones de consumo programadas.

8. Regularizaciones del consumo real en la red de transporte respecto a lo

publicado en N+2. Es publicado mensualmente por Enagás mediante el SL-

ATR. El monto agregado deberá conciliarse en el balance de AOC del mes

inmediatamente siguiente bajo un reparto equitativo mensual.

Por tanto, las programaciones realizadas deberán estar alineadas siempre con el

balance energético para evitar problemas de suministro en una infraestructura y

deben cumplir las normas de gestión técnica del sistema (NGTS) (p.e. existencias

mínimas en AASS) y las condiciones contractuales de cada infraestructura.


_____________________________________________________________________

Anual

PL

AN

TA

S

RE

GA

SIF

ICA

CIÓ

NA

AS

SR

ED

TR

AN

SP

OR

TE

Buques

Regasificación

Carga Cisternas

Líneas directas

Intercambios GNL

AASS

Redes de

transporte

Mensual Semanal

GWh/mes, origen, número y

tamaño, fecha aprox.,

compartidos

Fecha, nombre, volumen, energía,

origen, cantidad por origen*, nº

buques*


origen

GWh/mes, usuario destino y

cantidad

GWh/día, usuario destino y

cantidad, GWh/mes*, usuario y

destino/mes*

GWh/día, usuario destino y cantidad

GWh/mes y número de cisternas GWh/mes y número de cisternas GWh/día y número de cisternas

GWh/mes y línea GWh/mes y línea GWh/día y línea

GWh/mes y contraparte Fecha, kWh/mes y contraparte Fecha, kWh/día y contraparte

GWh mes inyectados o extraídos,

destino, cantidad intercambiada,

contraparte

GWh/día inyectados o

extraídos, destino, cantidad

intercambiada, contraparte




GWh mes inyectados o

extraídos*, destino*, cantidad

intercambiada*, contraparte*

Líneas directas, flujo CCII y

AASS, usuarios, cantidad





Líneas directas (horario), flujo

diario CCII y AASS, usuarios,

cantidad intercambiada (diaria),

contraparte

* Segunda quincena del segundo mes y tercer mes.

(Ene – Dic año siguiente) (3 meses siguientes) (7 días siguientes)

En azul modificaciones de detalle frente a la programación anual

Anual

PL

AN

TA

S

RE

GA

SIF

ICA

CIÓ

NA

AS

SR

ED

TR

AN

SP

OR

TE

Buques

Regasificación

Carga Cisternas

Líneas directas

Intercambios GNL

AASS

Redes de

transporte

Mensual Semanal

GWh/mes, origen, número y

tamaño, fecha aprox.,

compartidos


origen, cantidad por origen*, nº

buques*


origen

GWh/mes, usuario destino y

cantidad

GWh/día, usuario destino y

cantidad, GWh/mes*, usuario y

destino/mes*

GWh/día, usuario destino y cantidad

GWh/mes y número de cisternas GWh/mes y número de cisternas GWh/día y número de cisternas

GWh/mes y línea GWh/mes y línea GWh/día y línea

GWh/mes y contraparte Fecha, kWh/mes y contraparte Fecha, kWh/día y contraparte

GWh mes inyectados o extraídos,

destino, cantidad intercambiada,

contraparte







GWh mes inyectados o

extraídos*, destino*, cantidad

intercambiada*, contraparte*







Líneas directas (horario), flujo

diario CCII y AASS, usuarios,

cantidad intercambiada (diaria),

contraparte

* Segunda quincena del segundo mes y tercer mes.

(Ene – Dic año siguiente) (3 meses siguientes) (7 días siguientes)

En azul modificaciones de detalle frente a la programación anual

Figura 60: Nivel de detalle para los diferentes tipos de programaciones a realizar con horizontes

anual, mensual y semanal según exigen las NGTS

El caso de la programación anual de los buques es un tanto especial. El GTS

estructura la programación de buques de cada comercializadora en tres tramos con

distinto orden de prioridad, según se muestra en la siguiente figura.

Número de buques en función de la demanda del año anterior: El

GTS en este tramo incluye los mismos buques que se han contratado

el año anterior. Estos buques están garantizados.

Número de buques en función de la capacidad contratada: este

segundo tramo incluye el número de buques que se corresponden con

la capacidad contratada.

Número de buques en función de un crecimiento esperado: el

número de buques contratados en este caso, se planifica en función

del crecimiento esperado para ese año, reservando así cuota de

buques para un posible crecimiento de la demanda o para reversar

buques spot.

PRIMER TRAMO

SEGUNDO TRAMO

TERCER TRAMO

Número de buques en función de la demanda del año anterior: El

GTS en este tramo incluye los mismos buques que se han contratado

el año anterior. Estos buques están garantizados.

Número de buques en función de la capacidad contratada: este

segundo tramo incluye el número de buques que se corresponden con


Número de buques en función de un crecimiento esperado: el

número de buques contratados en este caso, se planifica en función

del crecimiento esperado para ese año, reservando así cuota de

buques para un posible crecimiento de la demanda o para reversar

buques spot.

PRIMER TRAMO

SEGUNDO TRAMO

TERCER TRAMO

Figura 61: Programación anual de buques según el GTS

Las programaciones se realizan siempre contra un contrato. Ante la existencia de

varios contratos sobre un mismo elemento logístico, se repartirá la operación entre

los diferentes contratos. Dicho reparto se podrá realizar manualmente por la

comercializadora, es decir, siguiendo criterios propios que le convengan en el

momento, o automáticamente mediante un porcentaje sobre la capacidad del

elemento logístico o un ajuste de la operación.


_____________________________________________________________________

Las programaciones deben realizarse de manera que la cantidad regasificada y la

transportada coincidan en todos los periodos.

Una vez se han realizado las programaciones, la comercializadora debe enviarlas

al transportista respetando la siguiente lógica:

En primer lugar, se debe decidir qué tipo de programación se desea

realizar (anual, mensual, semanal, diaria, nominación o renominación) y

para que elementos logísticos, pudiéndose efectuar para una zona de

balance completa.

Se seleccionará el formato de fichero de envío del tipo de programación

escogida en función de la zona de balance y el gestor técnico del sistema

de la misma (REN, Enagás, TIGF, GRT, etc).

Una vez configurada la programación a enviar al GTS (en términos de

zona de balance/elementos logísticos, tipo de programación y formato de

envío) se tendrá que recuperar la siguiente información:

o Cada uno de los elementos logísticos asociados a la zona de

balance de la programación seleccionada.

o Los contratos que determinan las condiciones de uso del elemento

logístico.

o Para cada fecha, se obtendrá la planificación de uso de cada

elemento logístico (p.e. regasificación, inyección/extracción AASS,

GNL para cisternas, etc.) desglosada por contrato.

o El contenido se introducirá en el formato seleccionado. Los

siguientes apartados describen los requerimientos de las

programaciones a realizar en función del GTS y el horizonte de la

programación.

Adicionalmente, las comercializadoras deben informar al GTS de sus

intercambios y sus compras y ventas en el sistema MS-ATR. De esta manera, las

comercializadoras deberán generar un fichero con las operaciones de compra, venta

e intercambio realizadas para que se importe en el MS-ATR. En la generación del


_____________________________________________________________________

fichero para el MS-ATR se deberá incluir el originador del intercambio (p.e.

Naturgas Energía vs. HC Naturgas Comercializadora de Último Recurso).

Programación de salidas a distribución

En este caso, las comercializadoras deben enviar las programaciones de uso de las

redes de distribución a las diferentes empresas distribuidoras.

La programación se debe realizar en función de la presión de los puntos de

suministro:

Alta/media presión: a nivel punto de suministro (CUPS).

Baja presión: a nivel Punto de Conexión de Transporte y Distribución

(PCTD).

Un CUPS equivale a un net situation point (código de distribución de la

comercializadora). Un net situation point pertenece a un único PCTD si bien dicha

relación puede no estar disponible de forma sencilla.

En base a la previsión de demanda de consumo de los puntos de suministro de

alta/media presión y la agregación de demanda para cada PCTD, se generará las

programaciones para cada red de distribución. Este tipo de programaciones se

realizarán con frecuencia semanal ya que las desviaciones de planificación respecto a

lo realmente consumido no generan impactos relevantes en el negocio.

Para aquellos grupos empresariales de distribución sin sistema SCTD, se generará

automáticamente un fichero de programación para cada distribuidora del Grupo.

Para los que dispongan de SCTD (como el caso de Gas Natural), se generará un

fichero con las programaciones del grupo y será importado manualmente mediante

SCTD.


_____________________________________________________________________

4.2.3.8. Conciliación de balances y programaciones

El balance está realizado en base a la mejor estimación de previsión de demanda

de consumo. Por tanto, los balances, tanto de GN como de GNL, deben actualizarse

a partir de los consumos reales medidos por el GTS (regularizaciones N+2/N+1 en

punto de balance, consumo de los ciclos, y regasificación de las plantas). Así, las

regularizaciones notificadas por el GTS se introducen en el balance energético de

GN.

Tras la construcción del balance y el envío de las programaciones de uso de

infraestructuras, el área de logística comprueba la correcta recepción de la

información por el GTS mediante consultas a las programaciones en SL-ATR (tipo de

programación “recibida”).

Transcurridos dos días desde el día del Gas, Enagás publica las posiciones

energéticas reales para las plantas de regasificación, los AASS, la red de transporte y

los consumos reales en los ficheros N+2 AOC y N+2 plantas de regasificación. A

continuación, se contrastan las posiciones de balance previstas con las recibidas. Las

divergencias pueden ser previstas (planificado vs. real) o imprevistas (errores en el

reporte de las posiciones por la comercializadora, o en su contabilización por el

GTS).

Así, los balances internos de GN (AOC) y GNL (plantas) se actualizan con los

valores recogidos en los ficheros que diariamente facilita el GTS (N+2 de AOC y N+2

de plantas). Como consecuencia, el área de logística de la comercializadora debe

comprobar diariamente que las posiciones energéticas de balance, así como las

programaciones de consumo son equivalentes a las recibidas por el gestor comercial.

Las divergencias previstas se concilian en el balance de manera que una vez el

GTS publica el fichero N+2 y se actualizan los balances internos con los valores

definitivos, el día D-2 queda conciliado.


_____________________________________________________________________

Un balance para un día del gas se considera cerrado cuando el GTS publica el

balance contable (3-4 meses). Las divergencias con respecto a un balance cerrado

(regularizaciones) son imputadas al punto de balance AOC para el siguiente mes con

un perfil de reparto plano. Las regularizaciones notificadas por el GTS son

imputadas en el balance AOC para el siguiente mes con un perfil de reparto plano

hasta el reparto definitivo indicado por el GTS.

Con el objeto de cuadrar la facturación a remitida por el GTS por el uso de las

infraestructuras, el área de logística contrasta las programaciones enviadas (uso de

infraestructuras vinculadas a contratos logísticos) con los consumos por contrato

emitidos por el gestor técnico en SL-ATR (tipo de programación “respondida”).

4.2.3.9. Cálculo de costes logísticos

Todas las actividades reguladas destinadas al suministro de gas natural son

retribuidas económicamente según el Real Decreto 949/2001 con cargo a las tarifas,

los peajes y los cánones.

La retribución de las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte

se calculan para cada instalación de forma individualizada. Así, la determinación de

los costes a retribuir se calcula tomando en consideración los siguientes elementos:

Costes de inversión: en función de las características de la instalación, su

fecha de puesta en marcha, las inversiones realizadas, la vida útil, las

aportaciones de fondos públicos, así como tasas de rentabilidad

razonables con referencia al coste del dinero en los mercados de capitales.

Costes de operación y mantenimiento: se consideran como tales los costes

reales de operación y mantenimiento asociados a cada instalación en los

últimos ejercicios, aplicando criterios de mejora de productividad y

eficiencia.

Disponibilidad y utilización de las instalaciones.

Otros costes necesarios para el desarrollo de las actividades.


_____________________________________________________________________

La retribución tiene siempre un término fijo y puede contener un término variable

en función de la utilización de la instalación. De los costes reconocidos a las

instalaciones que se utilicen para tránsito de gas natural con destino a otros países,

se debe deducir el porcentaje que corresponda por dicha utilización.

La cantidad a retribuir a cada empresa se calcula como la suma de las cantidades

a retribuir para cada instalación de las que dicha empresa es titular. La agregación

del total de las retribuciones correspondientes a cada empresa o grupo de empresas

determina por tanto la retribución total de las actividades de regasificación,

almacenamiento y transporte.

El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión

Nacional de Energía, establece, antes del día 1 de enero de cada año, los costes fijos a

retribuir para cada empresa o grupo de empresas para ese año, así como los valores

concretos de los parámetros para el cálculo variable que les corresponda,

determinándose siempre de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto y sin

perjuicio de las altas y cierres de las instalaciones que se produzcan para el periodo

considerado. Asimismo, el Ministro de Economía, previo informe de la Comisión

Nacional de Energía, establece fórmulas para la actualización anual de los costes a

retribuir a las empresas, sobre la base de la evolución de las principales magnitudes

económicas, la disponibilidad de las instalaciones, la eficiencia y la calidad del

servicio pudiendo la estructura de estos costes ser modificada por razones de

optimización del sistema gasista, mercado o aplicación del desarrollo normativo de

ámbito comunitario. Por tanto, los peajes y cánones se determinan en base a los

siguientes elementos:

Previsiones de demanda de gas natural para el año de aplicación de los

peajes y cánones. Para ello se tienen en cuenta tanto las previsiones de

demanda anual y mensual por zonas, niveles de consumo y rangos de

presión como la demanda pico por zonas, niveles de consumo y rangos de

presión, las previsiones de entrada de gas natural al sistema y la previsión

de utilización de almacenamientos.


_____________________________________________________________________

La retribución a las actividades reguladas calculadas de acuerdo con el

Real Decreto 949-2001.

Las previsiones de utilización de las instalaciones de regasificación,

almacenamiento y transporte y distribución.

Las desviaciones, en su caso, resultantes de la aplicación del régimen de

liquidaciones del año anterior.

Las tarifas, peajes y cánones son únicos para todo el territorio nacional,

definiéndose con carácter de máximos en función del volumen, presión y forma de

consumo, y para su cálculo se adopta el kWh como unidad energética de referencia.

Los peajes y cánones básicos no incluyen las mermas y autoconsumos

correspondientes, los cuales son compensados por los usuarios del sistema en

unidades físicas, de acuerdo con las cantidades que se establecen en las Normas de

Gestión Técnica del Sistema.

Los peajes y cánones de los servicios básicos son los siguientes:


El peaje del servicio de regasificación incluye el derecho al uso de las

instalaciones necesarias para la descarga de buques, transporte a tanques de GNL,

regasificación, carga de cisternas de GNL así como el derecho a un almacenamiento

operativo de GNL en planta equivalente a cinco días de la capacidad contratada

diaria y a la contratación del servicio de almacenamiento de GNL en planta adicional

por la capacidad necesaria para la descarga de buques empleados para el transporte

de GNL, con el límite de la capacidad máxima de atraque.

El peaje correspondiente al uso de las instalaciones d e regasificación es

recaudado por el titular de las instalaciones y tiene un término fijo, aplicable al

caudal diario a facturar al usuario y un término variable en función de los kWh

efectivamente regasificados o cargados en cisterna. Se calcula mensualmente de

acuerdo con la siguiente fórmula:


_____________________________________________________________________

Pr = Tfr * Qr + Tvr * Cr

Pr: importe mensual en euros de facturación por peaje de regasificación.

Tfr: término fijo de peaje de regasificación en euros/kWh/día.

Qr: caudal diario de gas natural a facturar en kWh/día o su equivalente en

gas natural licuado. Este caudal se calcula según el caso:

o En los casos en que el caudal diario máximo nominado12 en el mes

por el usuario se encuentra entre el 85 y el 105 % del caudal diario

máximo contratado por el mismo:

Qr = Qrn

Qrn: caudal máximo diario nominado en el mes.

o En los casos en que el caudal diario máximo nominado en el mes por

el usuario es inferior al 85% del caudal máximo contratado por el

mismo:

Qr = 0,85*Qrd

Qrd: caudal máximo diario contratado por el usuario.

o En los casos en que el caudal máximo diario nominado por el usuario

es superior o igual al 105% del caudal máximo diario contratado por

dicho usuario:

Qr = Qrn + 2 * (Qrn - 1,05*Qrd)

Tvr: término variable de peaje de regasificación en euros/kWh.

Cr: kWh de gas natural regasificados o suministrados como GNL en cisternas

en el período de facturación.

12 Se entenderá caudal diario nominado, a estos efectos, el que resulte de las programaciones diarias.


_____________________________________________________________________

En la Figura 62 se muestra una gráfica que refleja la evolución del caudal de

regasificación a lo largo de un periodo de tiempo concreto para tres casos diferentes

en función del cual se define el peaje de regasificación a pagar. El término variable

en los tres casos se calculará a partir de los kWh realmente regasificados o cargados

en cisternas que será diferente para cada caso (el caso 2 tendrá el mayor término

variable ya que ha regasificado el que más durante dicho periodo, el siguiente lo

tendrá el caso 1 y el que menor término variable tendrá será el caso 3). Sin embargo,

el término fijo, a pesar de ser diferentes en los tres casos, no depende de la cantidad

regasificada total sino del caudal máximo nominado por cada comercializadora y de

entre qué límites se haya regasificado durante dicho periodo. Así, se observa que en

el caso 1 se ha regasificado entre el 85 y 105% del caudal máximo contratado, por lo

que el término variable vendrá fijado por el valor máximo del caudal regasificado en

el periodo (equivalente al puto negro en la gráfica verde de la figura). Sin embargo,

en el caso 2 se ha regasificado en ocasiones por encima del 105% del valor máximo

contratado, por lo que ahora el término variable estará fijado por la fórmula descrita

anteriormente que equivale aproximadamente a tres veces el valor del caudal

máximo de regasificación en el periodo (punto negro en la gráfica roja de la figura).

En el caso 3 se ha regasificado por debajo de la cantidad máxima contratada y por

tanto en este caso el término variable queda fijado por el 85% de dicho valor máximo

contratado (se observa que el valor máximo realmente regasificado, el punto negro

en la gráfica azul de la figura, está por debajo de dicho valor desaprovechándose la

capacidad contratada).

Queda claro por tanto la importancia de regasificar entre los niveles del 85% y

105% del valor máximo contratado, ya que sino el término fijo del peaje de

regasificación varía mucho si no se hace así y las penalizaciones para la

comercializadora son enormes.


_____________________________________________________________________

105%

85%

t

Caudal de regasificación

Qrd, caudal máximo contratado

(100%)

Caso 1

Caso 2

Caso 3

105%

85%

t

Caudal de regasificación

Qrd, caudal máximo contratado

(100%)

Caso 1

Caso 2

Caso 3

Caso 1

Caso 2

Caso 3

Figura 62: Evolución del caudal de regasificación para los tres casos posibles

Este hecho descrito ocurre exactamente igual con los demás peajes y cánones que

deben pagar las comercializadoras por su actividad que se describen a continuación

y la no optimización de estos costes hace perder a las mismas grandes cantidades de

dinero.

Además del peaje de regasificación, existen dos peajes más asociados a las plantas

de regasificación:

Peaje de descarga de GNL de buques: Este peaje da derecho al uso de las

instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque a la planta

de regasificación y está compuesto por un término fijo por buque

descargado y otro variable, en función de los kWh de GNL realmente

descargados.

Peaje de carga de cisternas: El peaje del servicio de descarga de GNL

incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la carga en

vehículos cisternas del GNL y tendrá también un término fijo y otro

variable. A efectos de facturación del término fijo (Tfc), se considera como

caudal diario el resultado de dividir los kWh cargados en el mes entre 30

considerándose así como caudal máximo diario nominado en el mes

(Qrn).


_____________________________________________________________________

Peaje de transporte y distribución

El peaje del servicio de transporte y distribución incluye el derecho al uso de las

instalaciones necesarias para transportar el gas desde el punto de entrada en la red

de transporte hasta el punto de suministro al consumidor cualificado o consumidor

conectado a la red de distribución local alimentada mediante plantas satélites, así

como la utilización de un almacenamiento operativo correspondiente a dos días de

la capacidad de transporte y distribución contratada.

Este peaje está compuesto de dos términos: un término de reserva de capacidad y

un término de conducción, diferenciándose este último en función de la presión de

diseño a la que se conecten las instalaciones del consumidor cualificado.

PTD = Trc + Tc

PTD: peaje de transporte y distribución.

Trc: término de reserva de capacidad. Este término es aplicable al caudal

diario a facturar a cada sujeto con contrato de acceso y su facturación se

efectúa por la empresa transportista titular de las instalaciones donde esté

situado el punto de entrada del gas natural al sistema de transporte y

distribución. A estos efectos, no se considera punto de entrada al sistema de

transporte y distribución la salida del gas natural, previamente inyectado, de

un almacenamiento subterráneo. Así, el término de reserva de capacidad se

calcula para cada usuario de acuerdo con la siguiente fórmula:

Trc = Tfe * Qe

Trc: importe mensual en euros de facturación por término de reserva de

capacidad de transporte y distribución.

Tfe: término fijo de Trc de entrada al sistema de transporte y distribución en

euros/kWh/día.


_____________________________________________________________________

Qe: caudal diario de gas natural a facturar en kWh/día que se calcula

dependiendo de los casos:

En los casos en que el caudal diario máximo nominado en el

mes por el usuario se encuentra entre el 85% y el 105% del

caudal diario máximo contratado por el mismo con el

transportista titular de las instalaciones de entrada al sistema.

Qe = Qnt

Qnt: caudal máximo diario nominado por el usuario en el mes,

para la entrada de gas al sistema de transporte y distribución.

En los casos en que el caudal diario máximo nominado en el

mes por el usuario es inferior al 85% del caudal máximo

contratado por el mismo:

Qe = 0,85 * Qc

Qc: caudal máximo diario contratado por el usuario con el

transportista titular del punto de entrada del gas al sistema de

transporte y distribución.

En los casos en que el caudal máximo diario nominado por el

usuario para la entrada de gas al sistema de transporte y

distribución es superior o igual al 105% del caudal máximo

diario contratado por dicho usuario:

Qe = Qnt + 2*(Qnt - 1,05*Qc)

Tc: término de conducción. Este término es facturado por la empresa

distribuidora titular de las instalaciones donde está situado el punto de

entrega del gas natural al consumidor final (sujeto con contrato de acceso).

Sin embargo, cuando el punto de entrega al consumidor final se encuentra


_____________________________________________________________________

conectado directamente a las instalaciones de un transportista, el término de

conducción es facturado por la empresa transportista. De esta manera, se

establecen los siguientes escalones en función de la presión de diseño donde

están conectadas las instalaciones del consumidor final:

o Peaje 1: Consumidores cualificados conectados a un gasoducto cuya

presión de diseño es superior a 60 bares. El término de conducción del

peaje para este tipo de suministros tiene un término fijo aplicable al

caudal diario a facturar para cada consumidor cualificado y un

término variable aplicable a los kWh consumidos por el mismo.

Asimismo, la cuantía de cada uno de los términos de esta parte del

peaje se calcula en función del volumen de consumo del consumidor

cualificado, distinguiéndose los siguientes niveles de consumo:

Consumo inferior o igual a 200.000.000 de kWh/año.

Consumo superior a 200.000.000 de kWh/año e inferior o

igual a 1.000.000.000 de kWh/año.

Consumo superior a 1.000.000.000 de kWh/año.

Para cada usuario del sistema de transporte y distribución, el peaje se

calcula de acuerdo con la siguiente fórmula:

Tfij: término fijo en euros/kWh/día, para el consumidor j de

acuerdo con su volumen de consumo i.

Qj: caudal diario a facturar correspondiente al consumidor j en

kWh/día.

En los casos en que el caudal diario máximo medido en el mes

al consumidor j se encuentra entre el 85 y el 105 % del caudal

máximo contratado para el mismo:

Qj = Qmj


_____________________________________________________________________

Qmj: caudal máximo diario medido para el consumidor j.

En los casos en que el caudal diario máximo medido en el mes

al consumidor j es inferior al 85 % del caudal máximo

contratado para el mismo:

Qj = 0,85*Qdj

Qdj: caudal máximo diario contratado por el consumidor j.

En los casos en que el caudal máximo diario medido para el

consumidor j es superior o igual al 105 % del caudal máximo

diario contratado para dicho consumidor:

Qj = Qmj + 2*(Qmj - 1,05*Qdj)

Qmj: caudal máximo diario medido en las instalaciones del

consumidor j.

Tvij: término variable para el consumidor j de acuerdo con su

volumen de consumo i en euros/kWh.

Cj: kWh de gas consumidos por el consumidor j.

N: número de consumidores del comercializador con

suministro a presión superior a 60 bares, en cada escalón de

consumo.

o Peaje 2. Consumidores cualificados conectados a un gasoducto cuya

presión de diseño es superior a 4 bares e inferior o igual a 60 bares. El

término de conducción del peaje para este tipo de suministros tiene

un término fijo aplicable al caudal diario a facturar para cada

consumidor cualificado y un término variable aplicable a los kWh

consumidos por el mismo. Asimismo, la cuantía de cada uno de los

términos de esta parte del peaje se calcula en función del volumen de


_____________________________________________________________________

consumo del consumidor cualificado, distinguiéndose los siguientes

niveles de consumo:

Consumo inferior o igual a 500.000 kWh/año.

Consumo superior a 500.000 de kWh/año e inferior o igual a

5.000.000 de kWh/año.

Consumo superior a 5.000.000 de kWh/año e inferior o igual a

30.000.000 de kWh/año.

Consumo superior a 30.000.000 de kWh/año e inferior o igual

a 100.000.000 de kWh/año.

Consumo superior a 100.000.000 de kWh/año e inferior o

igual a 500.000.000 de kWh/año.

Consumo superior a 500.000.000 de kWh/año.

Para cada usuario de la red, este término del peaje se calcula

mensualmente de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que los

términos que la componen son los mismos ya explicados.

Qj: caudal diario máximo a facturar correspondiente al

consumidor j en kWh/día. Este caudal a facturar será el

caudal diario contratado pero si se comprueba que durante un

mes el caudal diario contratado es inferior al caudal diario

medio medido, para esos consumidores cualificados se

aplicaría este último como base de facturación por un período

de tres meses.

N: número de consumidores del comercializador con

suministro a presión inferior a 60 bares y superior a 4 bares, en

cada escalón de consumo.


_____________________________________________________________________

o Peaje 3. Consumidores cualificados conectados a un gasoducto cuya

presión de diseño sea inferior o igual a 4 bares. El término de

conducción correspondiente a este peaje tiene un término fijo

aplicable al número de consumidores cualificados para cada volumen

de consumo del comercializador (euros/consumidor y mes) y un

término variable aplicable a los kWh suministrados. Se establece así

un valor diferente para cada uno de los términos de este peaje, para

cada uno de los siguientes escalones de consumo del consumidor

cualificado:

Consumo inferior o igual a 5.000 kWh/año.

Consumo superior a 5.000 kWh/año e inferior o igual a 50.000

kWh/año.

Consumo superior a 50.000 kWh/año e inferior o igual a

100.000 kWh/año.

Consumo superior a 100.000 kWh/año.

El término de conducción del peaje viene determinado por la

siguiente fórmula:

Tfi: término fijo para el escalón de consumo i en

euros/consumidor.

Ni: número de consumidores del comercializador

correspondiente al escalón de consumo i.

Tvi: término variable para el escalón de consumo i en

euros/kWh.

Cj: kWh consumidos por el conjunto de consumidores

cualificados del comercializador en el escalón de consumo i.


_____________________________________________________________________

Canon de almacenamiento subterráneo de gas

El canon de almacenamiento subterráneo de gas da derecho al uso del

almacenamiento de gas natural, así como al uso de las instalaciones de inyección y

extracción de gas natural en los mismos, de forma proporcional a la capacidad

contratada. La limitación de capacidad de inyección y extracción no es aplicable

siempre que existan posibilidades técnicas para incrementarlas.

La facturación del canon de almacenamiento de gas natural es realizada por la

empresa titular de las instalaciones de almacenamiento a cada sujeto con contrato de

almacenamiento. La estructura del canon de almacenamiento tiene un término fijo

aplicable a la capacidad de almacenamiento contratada y un término variable

aplicable al volumen de gas inyectado o extraído cada mes y se calcula de acuerdo

con la siguiente fórmula:

Ca = Tf * Qa + Tv * Ea

Ca: importe mensual en euros de facturación por canon de almacenamiento

subterráneo.

Tf: término fijo del canon de almacenamiento (euros/kWh).

Qa: capacidad de almacenamiento contratada (kWh).

Tv: término variable del canon de almacenamiento (euros/kWh).

Ea: cantidad mensual de gas inyectado o extraído del almacenamiento

(kWh).

Canon de almacenamiento de GNL

El canon de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) incluye el uso de todas

las instalaciones necesarias para el almacenamiento de GNL y es aplicable al gas que

excede el almacenamiento incluido en el peaje de regasificación.

La facturación del canon de almacenamiento de GNL es realizada por la empresa

titular de las instalaciones de almacenamiento a cada sujeto con contrato de

almacenamiento de GNL. La estructura del canon de almacenamiento de GNL


_____________________________________________________________________

consta de un término variable aplicable al volumen de GNL almacenado por encima

del almacenamiento operativo incluido en el peaje de regasificación y su importe

total se calcula mensualmente de acuerdo con la siguiente fórmula:

Ca: importe mensual en euros de facturación por canon de almacenamiento

de GNL.

Tv: término variable del canon de almacenamiento (euros/m³ de GNL/día).

Eai: volumen de gas almacenado (m³ de GNL/día) en exceso sobre el

almacenamiento operativo incluido en el peaje de regasificación medido a las

veinticuatro horas de cada día en el día i.

N: número de días del mes en que el volumen de gas natural excedió la

capacidad de almacenamiento incluido en el peaje de regasificación.

De este modo, todas las operaciones logísticas conllevan unos costes derivados de

los distintos peajes y estos costes se calculan en función de las operaciones realizadas

en las distintas infraestructuras logísticas. Existen tres tipos de costes logísticos: los

costes de intercambios, los de ATR y los costes por penalizaciones (por exceder las

reglas de balance).

Las formas posibles de aplicación de los términos de coste son:

Importe fijo

Sobre operación

Sobre pico mes natural

Sobre media mes natural

Sobre capacidad contratada


_____________________________________________________________________

Costes de intercambio y ATR

Supone los costes de gestión de los costes asociados a las operaciones de

compra/venta de un contrato de intercambio de energía y, por tanto, la gestión

administrativa asociada a las operaciones de un contrato.

Las operaciones de intercambio pueden soportar costes de ATR repercutido (p.e.

compra GNL en planta y venta GN en AOC lleva asociado costes de regasificación y

transporte) que son considerados como un coste añadido al coste de intercambio.

Como se comentó, el cálculo de los costes de uso de infraestructuras se realiza en

base a la planificación del uso de dichas infraestructuras (desglosadas por contrato),

y a la tarificación de los costes de su uso (tarificación en términos fijos y/o variables

desglosada en los contrato). Asimismo, se debe asignar el reparto de uso de ATRs en

contratos ya que un reparto ineficiente o incorrecto desencadena costes de ATR

mayores.

Los tipos de costes de ATR y otros costes gestionados pueden ser de varios tipos:

regasificación, reserva de capacidad, conducción del gas, carga de cisternas, canon

de GNL, AASS, descarga de buques, adquisición de GNL (comisión agente aduana,

tasa portuaria, comisión de descarga, análisis en puerto de carga/descarga) y

transporte de GNL (en cisternas hasta las plantas satélite).

Coste por penalizaciones

Los niveles de existencias de gas, tanto en las plantas de regasificación como en la

red de transporte, están regulados por las reglas de balance impuestas por los

propietarios de dichas infraestructuras. Estas reglas de balance fijan unos niveles

máximos y mínimos de gas que se deben tener siempre según diferentes criterios

como se explico en el epígrafe de “configuración de elementos logísticos” al

explicarse las zonas de balance. De este modo, las penalizaciones por

incumplimiento del nivel de tolerancia de cada zona de balance se establecen a


_____________________________________________________________________

través de un coeficiente multiplicador de un parámetro o de una curva de

penalización.

Los motivos por los que se pueden dar este tipo de penalizaciones son:

Exceso/defecto gas en AOC

Defecto gas en las plantas de regasificación

En las siguientes figuras se muestra un resumen de los costes logísticos que

existen y deben tenerse en cuenta a la hora de gestionar la logística del gas, ya sean

como consecuencia de los contratos logísticos o de los contratos de compra/venta e

intercambio de GN y GNL. En ellos se incluyen los valores de los términos fijos y

variables actualizados (publicados en el BOE Num.316 Orden ITC/3354/2010).

_

Peajes de transporte y

distribución multiplicados por

coeficiente (0.0-1.0) en función

de puntos de entrada y salida

Peaje tránsito internacional

cent/KWh_Penalizaciones (exceso/

defecto AOC y en Planta)

Tvi, Tve: Término de

inyección/extracción del canon

de almacenamiento: 0,0244/

0,0131 cent/KWh

Tf: Término fijo del canon de

almacenamiento: 0,0411

cent/KWh/mes. (pago por

capacidad contratada)

Canon de AASS

Tv: Peaje descarga GNL:

- HUE-CART-SAG: 0,006

cent/KWh.

- BIL-BCN-MUG: 0,0031

cent/KWh.

Tf: Peaje descarga GNL:

- HUE-CART-SAG: 30.013

€/buque)

- BIL-BCN-MUG: 15.006

€/buque)


─

-

Conducción: cent/KWh (en

función de la presión de

conexión del punto de

suministro)

Transporte Tfe: Reserva

capacidad entrada red

transporte 0,9582

cent/(KWh/día)/mes.

Conducción:

cent/KWh/día/mes (en función

de la presión de conexión del

punto de suministro)

Reserva de capacidad

Conducción

(firme/interrumpible)

Tvc: Término variable del peaje

de carga de GNL en cisternas:

0,015 cent/KWh

Tfc: Término fijo del peaje de

carga de GNL en

cisternas(media caudal diario

entre 30 días): 2,5444

cent/KWh/día/mes


Tvr: Término variable de peaje

de regasificación: 0,0103

cent/KWh

Tfr: Término fijo del peaje

regasificación : 1,7323

cent/(KWh/día)/mes


Canon de almacenamiento de

GNL: 2,8907 cent/MWh/día_Canon almacenamiento GNL

Término variableTérmino fijoContratos logísticos

_

Peajes de transporte y

distribución multiplicados por

coeficiente (0.0-1.0) en función

de puntos de entrada y salida

Peaje tránsito internacional

cent/KWh_Penalizaciones (exceso/

defecto AOC y en Planta)

Tvi, Tve: Término de

inyección/extracción del canon

de almacenamiento: 0,0244/

0,0131 cent/KWh

Tf: Término fijo del canon de

almacenamiento: 0,0411

cent/KWh/mes. (pago por

capacidad contratada)

Canon de AASS

Tv: Peaje descarga GNL:

- HUE-CART-SAG: 0,006

cent/KWh.

- BIL-BCN-MUG: 0,0031

cent/KWh.

Tf: Peaje descarga GNL:

- HUE-CART-SAG: 30.013

€/buque)

- BIL-BCN-MUG: 15.006

€/buque)


─

-

Conducción: cent/KWh (en

función de la presión de

conexión del punto de

suministro)

Transporte Tfe: Reserva

capacidad entrada red

transporte 0,9582

cent/(KWh/día)/mes.

Conducción:

cent/KWh/día/mes (en función

de la presión de conexión del

punto de suministro)

Reserva de capacidad

Conducción

(firme/interrumpible)

Tvc: Término variable del peaje

de carga de GNL en cisternas:

0,015 cent/KWh

Tfc: Término fijo del peaje de

carga de GNL en

cisternas(media caudal diario

entre 30 días): 2,5444

cent/KWh/día/mes


Tvr: Término variable de peaje

de regasificación: 0,0103

cent/KWh

Tfr: Término fijo del peaje

regasificación : 1,7323

cent/(KWh/día)/mes


Canon de almacenamiento de

GNL: 2,8907 cent/MWh/día_Canon almacenamiento GNL

Término variableTérmino fijoContratos logísticos

Figura 63: Composición de los conceptos de costes logísticos: Contratos logísticos


_____________________________________________________________________

Euros o dólaresAdquisición GN

Compra / venta: cent/KWhIntercambio de gas

Euros o dólaresAdquisición GNL

cent/KWh/KmTransporte GNL

Compra/ venta: cent/KWhCompras o ventas de suministro

CostesContratos GN y GNL

Euros o dólaresAdquisición GN

Compra / venta: cent/KWhIntercambio de gas

Euros o dólaresAdquisición GNL

cent/KWh/KmTransporte GNL

Compra/ venta: cent/KWhCompras o ventas de suministro

CostesContratos GN y GNL

Figura 64: Composición de lo conceptos de costes logísticos: Contratos de GN y GNL

4.2.3.10. Generación de informes

Este proceso consiste en la generación y gestión de los informes regulatorios

obligatorios a partir de información de consumo, económica y comercial de la

comercializadora. De este modo, este proceso implica una exhaustiva recopilación de

información logística, de consumo, económica y de gestión del cliente con el fin de

reportar a los organismos oficiales para el cumplimiento normativo, estando dichos

informes regulados en formato y contenido por los organismos correspondientes

(CNE, CORES y Ministerio de industria, turismo y comercio).

Asimismo, las comercializadoras elaboran informes de carácter interno que se

utilizan con el objeto de tomar decisiones en base a la explotación de la información

del área de logística y para la toma de decisiones operativas y estratégicas a corto,

medio y largo plazo. Este tipo de informes son específicos de cada comercializadora

y pueden tratar temas como el análisis de la demanda, control económico de la

empresa, seguimiento de las cisternas o el control de la gestión logística.

El inventario de informes regulatorios con carácter obligatorio (cuya frecuencia es

mensual, trimestral o anual) son:

Circular 04/2008, de 22 de diciembre, de la Comisión Nacional de Energía,

para la petición de precios de aprovisionamiento del mercado mayorista

español del gas (periodicidad mensual y anual).


_____________________________________________________________________

Circular 05/2008, 22 de diciembre, de la Comisión Nacional de Energía, de

información para el mercado minorista español de gas natural

(periodicidad mensual y anual).

Resolución 15 de Diciembre de 2008, de la dirección general de política

energética y minas, por la que se establecen los formularios para la

remisión de información de los sujetos del sistema del gas natural

(periodicidad mensual y anual).

Informe Sedigas: ventas de gas natural en España distinguiendo entre

mercado doméstico, mercado industrial, centrales eléctricas y para uso

energético (periodicidad mensual).

Clientes interrumpibles: listado de clientes interrumpibles (periodicidad

anual).

En la Figura 65 se muestra un resumen de dichos informes incluyendo el

contenido de los mismos, a quién van dirigidos y con qué periodicidad se realizan.

– Descripción: balances energéticos por

infraestructura (plantas de regasificación, AASS,

red de transporte), entradas/salidas y tránsitos de

GN en mercado, existencias mínimas de seguridad

de GN, consumos de GN en mercado y precios

medios trimestrales de GN.

– Destinatarios: CNE, CORES y el Ministerio

Industria, Turismo y Comercio (mensual y anual).

– Descripción: precios de aprovisionamiento de GNL (por

planta regasificadora, por conexión internacional,

mediante camión cisterna) e introducido al sistema

gasista desde yacimientos españoles con objeto de

disponer de una medida del grado de competencia real

del mercado del gas y ofrecer a los consumidores y

usuarios una referencia sobre los precios del mercado

de gas en España.

– Destinatarios: CNE (mensual y anual).

– Descripción: consumos y precios medios de GN,

ventas y consumos de GN, número de clientes al final

de cada periodo, duración media de los contratos de

suministro por grupo de peaje, cortes de suministro por

impagos, precios medios mensuales de GN por bandas

de consumo según Eurostat con objeto de ofrecer a los

consumidores información del funcionamiento del

mercado tras la apertura de los mercados energéticos.

– Destinatarios : CNE (mensual y anual).

– Descripción: consumos de GN en mercado para la

generación de estadísticas.

– Destinatarios: Sedigas (mensual).

– Descripción: listado de clientes interrumpibles.

– Destinatarios: CNE (anual).

Resolución 15 de Dic de 2008 Resolución 15 de Dic de 2008

Circular 04/2008Circular 04/2008Informe SedigasInforme Sedigas

Clientes interrumpiblesClientes interrumpibles

Circular 04/2008Circular 04/2008


– Descripción: balances energéticos por

infraestructura (plantas de regasificación, AASS,

red de transporte), entradas/salidas y tránsitos de

GN en mercado, existencias mínimas de seguridad

de GN, consumos de GN en mercado y precios

medios trimestrales de GN.

– Destinatarios: CNE, CORES y el Ministerio

Industria, Turismo y Comercio (mensual y anual).

– Descripción: precios de aprovisionamiento de GNL (por

planta regasificadora, por conexión internacional,

mediante camión cisterna) e introducido al sistema

gasista desde yacimientos españoles con objeto de

disponer de una medida del grado de competencia real

del mercado del gas y ofrecer a los consumidores y

usuarios una referencia sobre los precios del mercado

de gas en España.

– Destinatarios: CNE (mensual y anual).

– Descripción: consumos y precios medios de GN,

ventas y consumos de GN, número de clientes al final

de cada periodo, duración media de los contratos de

suministro por grupo de peaje, cortes de suministro por

impagos, precios medios mensuales de GN por bandas

de consumo según Eurostat con objeto de ofrecer a los

consumidores información del funcionamiento del

mercado tras la apertura de los mercados energéticos.

– Destinatarios : CNE (mensual y anual).

– Descripción: consumos de GN en mercado para la

generación de estadísticas.

– Destinatarios: Sedigas (mensual).

– Descripción: listado de clientes interrumpibles.

– Destinatarios: CNE (anual).

Resolución 15 de Dic de 2008 Resolución 15 de Dic de 2008

Circular 04/2008Circular 04/2008Informe SedigasInforme Sedigas

Clientes interrumpiblesClientes interrumpibles



Figura 65: Inventario de informes con carácter regulatorio


_____________________________________________________________________

4.3. Caso práctico I: Caracterización de la topología de la red española

Este primer caso práctico consiste en la caracterización de la topología de la red

de España de manera que queden definidas todas las infraestructuras del sistema

gasista español, las tipologías de contratos existentes, las tipologías de las

operaciones a realizar en el sistema y las restricciones de carácter técnico y legal que

tienen un fuerte efecto sobre la actividad gasista.

De este modo, en primer lugar se definirá todo el sistema gasista español

describiendo todas las infraestructuras que lo componen para, una vez esté definido

esto, poder aplicar las operaciones, contratos y restricciones sobre dichas

infraestructuras.

Este caso se justifica ya que para poder gestionar la logística del gas natural y

optimizarla, el primer paso, como se ha descrito anteriormente, consiste en

seleccionar la zona de balance que se va a tener en cuenta y los elementos logísticos

que la componen.

Elementos logísticos

Por tanto en el caso que este proyecto afecta, la zona de balance es la zona

completa de España. Dentro de ésta se van a diferenciar las cinco zonas de demanda

en las que el GTS ha dividido la zona de España:

Zona I: Levante

Zona II: Barcelona-Tivissa

Zona III: Valle del Ebro

Zona IV: Noroeste

Zona V: Oeste de Haro

En la Figura 66 se muestra un mapa de España donde se distinguen las cinco

zonas de demanda.


_____________________________________________________________________

Figura 66: Mapa de zonas de demanda en España (según define el GTS)

El elemento logístico que se va a considerar como punto de balance es el

Almacenamiento Operativo Comercial (AOC), situado a efectos prácticos en el

centro de España.

En la Figura 67 se muestra el mapa de infraestructuras del sistema gasista de

España que será el que se considere en los siguientes casos prácticos, por lo que a

continuación se detallarán las características cada una de dichas infraestructuras

(elementos logísticos a considerar).


_____________________________________________________________________

Planta

REGANOSA

La Coruña

Orense

Lugo

Pontevedra

Santander

Asturias

Burgos

26"-24"

20"

10"

20"12" 12"

16"

20"8"

26"

20"

30"

26"16"12"

Planta de regasificación

Yacimientos/ AA.SS.

Estación de Compresión

Tramos de gasoducto

Gasoductos conectados-

Conexión internacional

Planta

REGANOSA

La Coruña

Orense

Lugo

Pontevedra

Santander

Asturias

Burgos

26"-24"

20"

10"

20"12" 12"

16"

20"8"

26"

20"

30"

26"16"12"

Planta

REGANOSA

La Coruña

Orense

Lugo

Pontevedra

Santander

Asturias

Burgos

26"-24"

20"

10"

20"12" 12"

16"

20"8"

26"

20"

30"

26"16"12"

Planta de regasificación

Yacimientos/ AA.SS.

Estación de Compresión

Tramos de gasoducto

Gasoductos conectados-

Conexión internacional

Planta de BarcelonaPlanta de Barcelona

Planta de SaguntoPlanta de Sagunto

Planta de MugardosPlanta de Mugardos

Planta

REGANOSA

Planta HUELVA

Planta de BilbaoPlanta de Bilbao

Planta BBG

Planta SAGGAS

Planta de CartagenaPlanta de CartagenaPlanta de CartagenaPlanta de CartagenaPlanta de CartagenaPlanta de Cartagena

AS Serrablo

AS Gaviota

Poseidón

EC Sevilla

EC Córdoba

EC Almendralejo

EC Zamora

EC Haro

EC Algete

EC Crevillente

EC Paterna

EC Tivisa

EC BañerasEC Zaragoza

EC Puertollano

EC Alcázar de San Juan

Planta CARTAGENA

Marismas/

Palancares

Planta de BilbaoPlanta de BilbaoPlanta de MugardosPlanta de Mugardos

Planta BARCELONA

EC Navarra

Planta de SaguntoPlanta de SaguntoPlanta de SaguntoPlanta de Sagunto

CI IRÚN

(Francia)

CI LARRAU (Francia)

CI TARIFA

(Marruecos)

CI TUY

(Portugal)

CI BADAJOZ

(Portugal)

EC Zamora

EC Montesa

SAGUNTO

MUGARDOS

CI ALMERÍA (Argelia)

Figura 67: Mapa de infraestructuras del sistema gasista de España

Las plantas de regasificación que se van a considerar son las seis plantas

existentes en España, cuyas capacidades nominales y actividad nominal se describen

en la Figura 68.

Además de las seis plantas de regasificación mencionadas, existe una nueva

planta, El Musel, situada en Gijón (Asturias) en terrenos de la ampliación del Puerto

de El Musel, que actualmente se encuentra en fase de construcción (proyecto

adjudicado a Enagás en noviembre de 2006), pero que tiene previsto entrar en

funcionamiento a finales del 2011. En una primera fase, la planta de regasificación

dispondrá de una capacidad de almacenamiento de 300.000 m3 de GNL, repartida en

dos tanques de 150.000 m3 cada uno y de una capacidad de emisión de 800.000

m3(n)/h. También contará con unas instalaciones de atraque y descarga diseñados

para los futuros buques metaneros de hasta 260.000 m3. La planta está proyectada

para permitir en un futuro su ampliación con otros dos tanques de almacenamiento

de igual capacidad que los primeros y el aumento de la capacidad de emisión hasta

1.200.000 m3(n)/h. Esta última planta no se tendrá en cuenta en el presente proyecto


_____________________________________________________________________

pero es de interés tenerla en cuenta para futuros ya que su integración en el sistema

gasista es inminente.

Figura 68: Características de las plantas de regasificación de España

Los almacenamientos subterráneos que se considerarán son el de Serrablo y

Gaviota, cuyas características como yacimiento y como almacenamiento subterráneo

se describen a continuación.

Atraque 80.000-140.000 m3 GNL

Nº tanques GNL 6

540.000 m3 GNL

3.699 GWh

1.950.000 m3(n)/h

561 GWh/día

1.500.000 m3/día

17,98 GWh/día

Producción nominal 478 GWh/día

Regasificación 1.950.000 Nm3/h

Carga cisternas 1,5 MNm3/día

Descarga buques 72.392 GWh

Días autonomía 7,8 días

Ratio utilización 40%

Carga de cisternas GNL

Capacidad regasificación

Capacidad tanques

Planta de Barcelona (Enagás)

Cap

acid

ad

es n

om

inale

s

Acti

vid

ad

Atraque 260.000 m3 GNL

Nº tanques GNL 3

450.000 m3 GNL

3.083 GWh

1.000.000 m3(n)/h

282 GWh/día

1.000.000 m3/día

11,76 GWh/día




Descarga buques 65,507 GWh





Capacidad tanques

Planta de Sagunto (Saggas)

Cap

acid

ad

es n

om

inale

s

Acti

vid

ad


Nº tanques GNL 2

300.000 m3 GNL

2.055 GWh

800.000 m3(n)/h

225 GWh/día

1.500.000 m3/día

17,55 GWh/día


Regasificación 800.000 Nm3/h





Planta de Bilbao (Bahía Bizkaia Gas)

Cap

acid

ad

es n

om

inale

s

Acti

vid

ad

Capacidad tanques



Atraque 40.000-250.000 m3 GNL

Nº tanques GNL 4

437.000 m3 GNL

2.993 GWh

1.350.000 m3(n)/h

379 GWh/día

1.500.000 m3/día

17,55 GWh/día







Planta de Cartagena (Enagás)

Cap

acid

ad

es n

om

inale

s

Acti

vid

ad

Capacidad tanques




Nº tanques GNL 4

469.500 m3 GNL

3.216 GWh

1.350.000 m3(n)/h

382 GWh/día

1.000.000 m3/día

11,81 GWh/día







Planta de Huelva (Enagás)

Cap

acid

ad

es n

om

inale

sA

cti

vid

ad



Capacidad tanques


Nº tanques GNL 2

300.000 m3 GNL

2.055 GWh

480.000 m3(n)/h

136 GWh/día

1.000.000 m3/día

11,83 GWh/día


Regasificación 413.000 Nm3/h





Planta de Mugardos (Renagosa)

Cap

acid

ad

es n

om

inale

sA

cti

vid

ad



Capacidad tanques


_____________________________________________________________________

Producción total 7240 Mm3

Pozos 6

Murphy 9%

Ocean 9%

Capacidad extraíble 567 Mm3

Capacidad no extraíble 1.134 Mm3

Capacidad operativa 980 Mm3

Total 2.681 Mm3

Capacidad inyección 4,50 Mm3

Capacidad extracción 5,70 Mm3

Alm

acen

am

ien

to

(1986-1

994)

(1994-a

ctu

alid

ad

)

Almacenamiento subterráneo Gaviota

Yacim

ien

to

Propietarios

Gas colchón

Gas útil


Pozos 6+2 de observación

Respol Exp.

Enagás


Capacidad no extraíble 280 Mm3


Total 1.100 Mm3



Alm

acen

am

ien

to

(1989-a

ctu

alid

ad

)

Almacenamiento subterráneo Serrablo

Yacim

ien

to

(1984-1

989)

Propietarios

Gas colchón

Gas útil


Pozos 6

Murphy 9%

Ocean 9%


Capacidad no extraíble 1.134 Mm3


Total 2.681 Mm3



Alm

acen

am

ien

to

(1986-1

994)

(1994-a

ctu

alid

ad

)

Almacenamiento subterráneo Gaviota

Yacim

ien

to

Propietarios

Gas colchón

Gas útil


Pozos 6+2 de observación

Respol Exp.

Enagás


Capacidad no extraíble 280 Mm3


Total 1.100 Mm3



Alm

acen

am

ien

to

(1989-a

ctu

alid

ad

)

Almacenamiento subterráneo Serrablo

Yacim

ien

to

(1984-1

989)

Propietarios

Gas colchón

Gas útil

Figura 69: Características nominales de los almacenamientos subterráneos de España

Al igual que era importante definir también la planta de regasificación en

construcción actualmente, es importante describir el almacenamiento subterráneo de

Yela que está siendo construido hoy por hoy. Hasta la fecha, este yacimiento ha sido

el único viable de todas las 14 estructuras españolas con potencial como

almacenamiento que están siendo investigadas desde que en 1991 se realizó una

campaña sísmica de más de 200 Km. en la zona centro de España con el objetivo de

localizar nuevos almacenamientos subterráneos en el país. En este yacimiento se

están perforando actualmente los 11 pozos necesarios para el desarrollo del

almacenamiento habiéndose finalizado las tres primeras fases de perforación

(perforación, entubado y cementación hasta los primeros 350m de profundidad con

el fin de aislar el acuífero de la zona y la perforación, entubado y cementación hasta

el techo del almacén). También se han finalizado los trabajos de acondicionamiento

de los pozos de investigación perforados en años anteriores como pozos de control y

ahora se está trabajando en la perforación del almacén, cuya finalización se estima a

mediados de 2011. La importancia de este almacenamiento subterráneo de gas

natural radica en que se considera será clave para garantizar el suministro de gas en

la zona centro de España.


_____________________________________________________________________

El siguiente grupo de elementos logísticos que hay que definir son las conexiones

internacionales a considerar, que serán las cinco existentes que conectan España (E)

con Francia (F) y Portugal (P): Tuy (entrada y salida), Badajoz (entrada y salida),

Larrau (entrada), Almería (entrada) y Tarifa (entrada).

Interconexión Sentido Flujo Capacidad Nominal

GWh/día

Capacidad Nominal

bcm/año

C.I. Marruecos - Tarifa 354 11

C.I. Argelia – Medgaz 266 8

Sentido E→F 0 0

Sentido F→E 100 3,1

Sentido E→F 5 0,2

Sentido F→E 10 0,3

Sentido E→P 134 4,3

Sentido P→E 105 3,4

Sentido E→P 36 1,2

Sentido P→E 12 0,4

C.I. Francia – Irún

C.I. Portugal – Badajoz

C.I. Portugal - Tuy

C.I. Francia - Larrau

Figura 70: Características nominales de las conexiones internacionales de España

Dada la importancia que tienen las bridas en toda la gestión de intercambios y

compras/ventas como se ha visto anteriormente, se definirán también las bridas

existentes en España que se irán a tener en cuenta en los futuros casos prácticos.

Conexión planta Bilbao con red de transporte (entrada)

Conexión planta Mugardos con red de transporte (entrada)

Conexión planta Barcelona con red de transporte (entrada)

Conexión planta Sagunto con red de transporte (entrada)

Conexión planta Cartagena con red de transporte (entrada)

Conexión planta Huelva con red de transporte (entrada)

Conexión AASS Gaviota con red de transporte (entrada/salida)

Conexión AASS Serrablo con red de transporte (entrada/salida)

Asimismo, se tendrán en cuenta todas las salidas a clientes, tanto salidas a la red

de distribución (PCTDs) como salidas a clientes por líneas directas (CUPs) en

términos de definición de la demanda por zonas. Se considerará también los clientes

suministrados por las plantas satélites a través de redes de distribución con el GNL

transportado por los camiones cisternas.


_____________________________________________________________________

De este modo, se definirán cinco puntos de suministro logístico convencionales

(uno por cada una de las cinco zonas de demanda que Enagás (GTS) ha definido en

España) englobando cada uno de estos puntos de suministro logístico

convencionales tantas salidas a clientes, tanto a nivel de CUPs como PCTDs, como

contenga la zona de demanda que representa. Asimismo, se tomarán tantos puntos

de suministro de líneas directas como clientes de líneas directas existan y tantos

puntos de suministro de mercado eléctrico como clientes de mercado eléctrico. En el

caso práctico de este proyecto se considerará un punto de suministro logístico de

línea directa y un punto de suministro logístico de mercado eléctrico.

Una vez definidos los elementos logísticos que se van a considerar en el balance,

el siguiente paso es definir la demanda que va a ser suministrada por la

comercializadora y de este modo gestionada en el balance.

Para ello se estimará la demanda total de España mediante los dos métodos

explicados anteriormente (análisis de series temporales y análisis de regresión lineal)

y se elegirán los valores obtenidos con el método que mejor se ajuste a la realidad.

Una vez se tengan dichos valores de la demanda total y suponiendo que existen un

total de seis comercializadoras en España que abastecen el total de la demanda de

gas con cuotas de mercado similares, se dividirá dicho valor entre 6 para obtener la

demanda de gas que se va a gestionar en el balance.

Estimación de la demanda de gas natural en España

Para la estimación de la demanda del gas natural durante el año 2011, se han

tomado los datos de la demanda total de gas natural en España (incluyendo mercado

convencional, eléctrico y exportaciones) a nivel mensual desde enero de 2007 hasta

marzo de 2011 (Fuente Enagás). A continuación se presentan los resultados de dicha

estimación mediante ambos métodos.


_____________________________________________________________________

1. Análisis de series temporales

El primer paso de este método consiste en representar la serie temporal con el fin

de poder detectar outliers, la tendencia, la variación estacional y las variaciones

irregulares que existan.

Figura 71: Demanda de gas natural en España (Enero2007-Mazo2011). Fuente Enagás

Para estimar la componente de tendencia, T(t), se utiliza el método de

suavización o filtro de los valores de la serie temporal representada mediante la

media móvil como filtro lineal con el fin de eliminar los efectos irregulares y

estacionales.

Debido a que se tiene una serie mensual con estacionalidad anual, el promedio

móvil se calculará mediante la siguiente fórmula donde Z(k) son los valores de la

serie suavizada.

67,12

)6()5()5()6()( 2

12

1

nkkZkZkZkZ

kZ


_____________________________________________________________________

Figura 72: Comparación de la curva de demanda real con la curva de demanda suavizada

Una vez suavizada la serie, se obtienen las series residuales con el objeto de

eliminar la estacionalidad dentro del modelo y saber por medio de un análisis

tabular de los residuos si el modelo que se debe utilizar para estimar la

estacionalidad es aditivo o mixto.

Con el modelo mixto, X(t) = T(t) · E(t) + A(t), los valores de la serie una vez de

han eliminado los efectos de tendencia se representan mediante los residuos,

W(t)=X(t)/Z(t) y se calcula la media de los residuos de cada mes. Asimismo se

calculan los coeficientes de variación (CV) de cada mes de manera que se pueda

observar cómo varían los valores de la serie residual respecto a su promedio. Así, las

estimaciones de la estacionalidad en cada mes vienen representadas por la siguiente

fórmula:

E(h)=

4

1 4

)(

h

hWW (h)- (

4

1 4

)(

h

hWW -1)

La media de los residuos es 4

1 4

)(

h

hWW= 0,9985.

En la se muestran los valores de Z(k) para cada mes, así como la media de los

residuos de los mismos, los coeficientes de variación y las correspondientes

estimaciones de la estacionalidad.


_____________________________________________________________________

2007 2008 2009 2010 (h) S CV E(h)

Z(k) 34438,6340 39780,5258 36844,4353 36823,4760

W(t) 1,2909 1,2041 1,1428 1,1908

Z(k) 34399,6929 40241,6490 36728,1357 36461,5944

W(t) 0,9906 1,1305 0,9502 1,1042

Z(k) 34328,7007 40668,3497 36680,3885 36123,2221

W(t) 0,9947 1,0264 0,8979 1,0817

Z(k) 34406,7424 40916,8005 36525,4227 36011,6455

W(t) 0,9423 0,9698 0,9392 0,8824

Z(k) 35054,5101 40851,4475 36209,2034 36174,6314

W(t) 0,8716 0,9361 0,9174 0,8909

Z(k) 35867,1191 40401,8749 36218,3446 36360,0908

W(t) 0,9460 0,9302 0,9669 0,8755

Z(k) 36309,8799 39866,5145 36476,5744 36374,1039

W(t) 0,9656 0,9955 1,0329 0,9526

Z(k) 36928,9138 39183,8690 36772,6395 36321,4211

W(t) 0,7904 0,9093 0,9477 0,8037

Z(k) 37721,0769 38375,5943 37251,9768 36269,7752

W(t) 0,8701 0,9543 0,9733 0,9318

Z(k) 38340,1405 37784,5439 37402,6122

W(t) 0,9522 1,0235 0,9442

Z(k) 38963,0192 37351,1853 37256,1379

W(t) 1,1513 1,1011 0,9902

Z(k) 39435,5629 37035,0791 37082,2457

W(t) 1,1660 1,0510 1,16981,1289 0,2887 0,2557 1,1304

-0,0403 -0,0414 0,9747

1,08220,17020,1839

-0,2399 -0,2781 0,8642

0,9338-0,1266-0,1180

-0,1234 -0,1328 0,9311

0,9880-0,0147-0,0145

0,9054-0,1892-0,17110,9040

0,0159 0,0159 1,0016

0,9334 -0,1166 -0,1249 0,9348

-

-

-

1,0002

0,9296

0,9866

0,8628

0,9324

0,9733

1,0808

1,0439 0,1065 0,1020 1,0453

1,2072 0,4713 0,3904 1,2086

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Enero

Febrero

Marzo

Abril

4

1 4

)(

h

hWW

Figura 73: Resultados del modelo mixto de análisis de la estacionalidad

Con el modelo aditivo, X(t) = T(t) + E(t) + A(t), los valores de la serie una vez de

han eliminado los efectos de tendencia se representan mediante los residuos,

R(t)=X(t)-Z(t) y, de la misma manera que con el modelo mixto, se calcula la media de

los residuos de cada mes. Asimismo se calculan los coeficientes de variación (CV) de

cada mes de manera que se pueda observar cómo varían los valores de la serie

residual respecto a su promedio. Así, las estimaciones de la estacionalidad en cada

mes vienen representadas por la siguiente fórmula:

E(h)=

4

1 4

)(

h

hRR(h) - (

4

1 4

)(

h

hRR-1)

La media de los residuos es 4

1 4

)(

h

hRR= -171,22.

Una vez se ha comprobado que el mejor modelo es el mixto y se han obtenido las

estimaciones de la estacionalidad, se obtienen las proyecciones de la demanda para

los próximos meses del año 2011. Para ello, se necesita estimar la tendencia

ajustando una curva a la curva suavizada a través de mínimos cuadrados. Se obtiene

así la siguiente recta, Y = 0,0002x6 - 1,5386x5 + 5032,6x4 - 9E+06x3 + 9E+09x2 - 5E+12x

+ 1E+15, que se ajusta a la suavizada con un coeficiente de correlación, R2, de 0,9513.


_____________________________________________________________________

Figura 74: Rectas de regresión de la componente tendencial de la demanda

Al juntar tanto la componente tendencial como la estacional en una curva y

representarla para los valores pasados junto con la curva de demanda de gas real, se

observa que la estimación es muy buena como se muestra en la Figura 75.

Figura 75: Comparación de la curva de demanda real con la curva de demanda estimada

Los valores de la demanda de gas estimada para los meses del año 2011 son los

siguientes:


_____________________________________________________________________

Demanda de gas (GWh)

Enero 43961,55

Febrero 38012,38

Marzo 36414,32

Abril 33979,84

Mayo 32901,77

Junio 33826,91

Julio 35888,37

Agosto 31382,12

Septiembre 33901,84

Octubre 35379,13

Noviembre 39273,61

Diciembre 41009,62

Figura 76: Demanda estimada de gas en 2011 por el método de análisis de series temporales

2. Regresión lineal múltiple

Para llevar a cabo este método, se va a estudiar la relación estadística que existe

entre la demanda del gas natural en España (variable dependiente, Y) y el PIB y el

paro de España (variables independientes, X1 y X2 respectivamente). Se consideran

estas dos variables dependientes ya que son dos variables representativas del nivel

de riqueza en España y esto es un factor que claramente influye de manera directa

en la demanda de gas.

Ya que los valores del PIB y la tasa de paro (medido a través del indicador EPA,

encuesta de población activa) se publican con carácter trimestral, las estimaciones de

la demanda de gas en el 2011 se realizarán también de los cuatro trimestres del

mismo.


_____________________________________________________________________

Y X1 X2

Demanda gas

(GWh)

PIB

(millones de €)

Tasa de paro

(%)

3T 2006 34179,44 118,00 8,15

4T 2006 38796,29 127,59 8,30

1T 2007 34145,07 123,42 8,47

2T 2007 33929,27 128,54 7,95

3T 2007 32822,86 122,17 8,03

4T 2007 45982,06 131,92 8,60

1T 2008 41740,65 125,94 9,63

2T 2008 37583,16 130,78 10,44

3T 2008 36621,93 123,17 11,33

4T 2008 38924,54 130,51 13,91

1T 2009 32934,42 121,17 17,36

2T 2009 35018,25 124,95 17,92

3T 2009 36256,66 118,21 17,93

4T 2009 43379,29 127,07 18,83

1T 2010 39075,72 119,42 20,05

2T 2010 31834,16 125,25 20,09

3T 2010 33794,49 118,21 19,79

4T 2010 43702,97 127,81 20,33

Figura 77: Demanda de gas, PIB y tasa de paro (2006-2011). Fuente Enagás e INE

La recta de regresión lineal que se obtiene por mínimos cuadrados es la que se

muestra a continuación con un coeficiente de correlación, R2, de 0,3292.

Y = 157,5348 X2 + 559,8848 X1 - 34703,4

Con las previsiones del PIB y de la tasa de paro de la fuente FUNCAS de los

cuatro trimestres del 2011, se calculan las previsiones de la demanda de gas para los

mismos.

PIB

(millones de €)

Tasa de paro

(%)

Demanda gas

(GWh)

1T 2011 128,83248 20,7 40688,81766

2T 2011 129,5410586 20,8 41101,29355

3T 2011 130,7716987 20,8 41790,31021

4T 2011 132,1448015 20,7 42543,33614

Figura 78: Demanda estimada de gas en 2011 por el método de regresión lineal múltiple

Debido a que la aproximación por el primer método es mejor y que se obtienen

los valores a nivel mensual, se utilizarán los valores obtenidos con dicho método

para los próximos casos prácticos. Como se dijo anteriormente, los valores totales de

la demanda del gas en España se van a dividir entre 6, ya que se supone que existen

seis comercializadoras en España que abastecen dicha demanda total, para obtener

la demanda de gas que se va a gestionar en el balance. Para el cálculo de la demanda

diaria, se aplicará una perfilación de manera que de lunes a viernes la demanda sea


_____________________________________________________________________

plana y los sábados, domingos y festivos la demanda sea menor que los días

laborables. Cierto es que las jornadas de trabajo de los viernes suelen ser menores y

que los clientes domésticos suelen consumir un poco menos, por lo que se

considerará que la demanda de dicho día será un poco menor a la del resto de días

laborables.

Para el caso práctico de estudio, se ha decidido elegir el mes de Mayo, pues es un

mes de demanda media a lo largo del año. La demanda de gas total en España

estimada para Mayo de 2011 es 32.901,8 GWh y por tanto la demanda que va a ser

gestionada en el balance es 5483,63 GWh.

A continuación se muestra el reparto de dicha demanda a lo largo del mes con el

criterio explicado anteriormente. Se ha tenido en cuenta el 2 de Mayo (lunes) como

festivo del mes.

Lu Ma Mi Ju Vi Sá Do

1

2 3 4 5 6 7 8

9 10 11 12 13 14 15

16 17 18 19 20 21 22

23 24 25 26 27 28 29

30 31

Lu Ma Mi Ju Vi Sá Do

117,9275

117,9275 211,2087 211,2087 211,2087 178,4512 117,9275 117,9275

211,2087 211,2087 211,2087 211,2087 178,4512 117,9275 117,9275

211,2087 211,2087 211,2087 211,2087 178,4512 117,9275 117,9275

211,2087 211,2087 211,2087 211,2087 178,4512 117,9275 117,9275

211,2087 211,2087

Figura 79: Reparto de la demanda (GWh) de gas de Mayo de 2011 por días

Dentro de cada día del mes, se debe repartir la demanda estimada del día entre

los diferentes puntos de suministro logísticos definidos. Para dicho reparto se

considerará las proporciones del volumen de demanda de cada sector en el 2010

(17% doméstico-comercial, 49% industrial (grandes clientes) y 34% mercado

eléctrico). Dentro del mercado industrial, el 20% se considerará suministrado por

línea directa y el 80% a través de la red de distribución. De este modo, el 34% de la

demanda del día corresponderá al punto de suministro logístico mercado eléctrico,


_____________________________________________________________________

el 9,8% al punto de suministro logístico línea directa y el 56,2% corresponderá a los

cinco puntos de suministro logístico convencionales.

Para repartir la demanda convencional entre las cinco zonas, se ha tomado la

demanda punta del 2010 de cada zona de manera que se tenga un criterio de cuál es

el consumo de cada zona respecto al resto. Se obtienen así los siguientes porcentajes

sobre la demanda convencional:

Zona I: 368 GWh en 2010 → 19,4%

Zona II: 360 GWh en 2010 → 19%

Zona III: 433 GWh en 2010 → 22,8%

Zona IV: 165 GWh en 2010 → 8,7%

Zona V: 570 GWh en 2010 → 30,1%

Contratos logísticos

Una vez se han determinado los elementos logísticos a considerar en el balance, el

siguiente paso es definir los contratos logísticos que existen en cada uno de estos

elementos de manera que quede especificada la capacidad contratada para la

actividad de la comercializadora cuyo balance se está gestionando.

Para definir estos contratos se ha tomado como referencia la capacidad contratada

total en cada infraestructura en Abril de 2011, de manera que volviendo a suponer

que hay seis comercializadoras que se reparten proporcionalmente dicha capacidad

total, las capacidades contratadas por cada una será 1/6 del total contratado.

Tal y como se comentó en epígrafes anteriores, a efectos logísticos sólo se tiene en

cuenta un sólo almacenamiento subterráneo por lo que los contratos de reserva de

capacidad se considerarán sobre la capacidad total de los almacenamientos.

De este modo, cada comercializadora manda al GTS la solicitud de acceso a las

instalaciones de AASS por una determinada capacidad. A continuación el GTS

asigna a cada comercializadora una capacidad, y el resto de la capacidad de


_____________________________________________________________________

almacenamiento sale a subasta, definiéndose las cantidades de derechos asignados y

el precio de compra para dicho periodo de subasta y siendo realizada de forma

objetiva, competitiva y no discriminatoria. Por ejemplo, para la capacidad de AASS

durante el periodo comprendido entre 1 de abril de 2010 y el 31 de marzo de 2011, el

precio de cierre de la subasta fue de -1000 €/GWh. La capacidad de almacenamiento

subastada ha crecido en los dos últimos años como consecuencia de la disminución

de la demanda de gas en dichos años y la consecuente renuncia de las

comercializadoras de parte de la capacidad que en años anteriores habían solicitado.

Dentro de la capacidad asignada, el GTS distingue entre existencias mínimas de

seguridad con carácter estratégico, que se corresponden con 10 días de la capacidad

firme de almacenamiento, y existencias básicas en AASS, correspondiente a 8 días de

la capacidad total asignada.

Asimismo, se debe tener en cuenta que las capacidades admisibles de extracción e

inyección (dentro de las capacidades nominales de los AASS) se calculan

considerando que la campaña de extracción se efectúa en los meses invernales

(noviembre-diciembre-enero-febrero-marzo), y la campaña de inyección se

desarrolla en los meses estivales (abril-mayo-junio- julio-agosto-septiembre-octubre).

A efectos del presente proyecto, se considerará que la asignación de la capacidad

de almacenamiento subterráneo ha sido asignada por el GTS equitativamente entres

las seis comercializadoras y que la capacidad que salió a subasta fue adquirida por

dichas comercializadoras a partes iguales.


_____________________________________________________________________

LP CP TOTAL

regasificación 168,85 61,14 229,99

carga de cisternas 7 5 12


carga de cisternas 7,8 2,7 10,5



regasificación 84,9 58 142,9






Entrada 78,62 0,1 78,72

Salida 15,91 3,5 19,41

Entrada 12 0 12

Salida 7,67 3,5 11,17

Entrada 7,1 17,5 24,6

Salida 45 0 45

Entrada 205,2 34,1 239,3

- - - -

Entrada 92,31 4,46 96,77

- - - -

Total capacidad asignada

Capacidad a subastarAASS

7397

20673

Conexiones internacionales (GWh/día)

Plantas de regasificación (GWh/día)

Almacenamientos subterráneos (GWh)

Sagunto

Barcelona

Cartagena

Huelva

Bilbao

Mugardos

CCII Larrau

CCII Tarifa

CCII Tuy

CCII Badajoz

CCII Almería

Figura 80: Capacidades contratadas de las infraestructuras gasistas en España en Abril 2011

De este modo, en la Figura 81 se muestran los contratos que se tendrán en cuenta

en el estudio y la gestión del balance en el primer caso práctico y cuyo reparto de

operaciones y costes logísticos se optimizarán en el segundo caso práctico.

AASS

1 contrato entrada CP 0,7 GWh

1 contrato entrada LP 1,1 GWh

Almacenamientos subterráneos (GWh)

capacidad de almacenamiento 4678,3 GWh

1 contrato entrada LP 2 GWh


1 contrato entrada LP 34,1 GWh


1 contrato salida LP 1,2 GWh

1 contrato salida LP 7,5 GWh


CCII Tuy

CCII Badajoz

CCII Tarifa

CCII Almería

1 contrato regasificación CP 21 GWh

1 contrato carga de cisternas LP 0,8 GWh

Conexiones internacionales (GWh/día)

CCII Larrau1 contrato salida LP 2,6 GWh


2 contratos regasificación LP 7,3 GWh

1 contrato regasificación a CP 9 GWh

1 contrato regasificación LP 7 GWh

1 contrato regasificación CP 4 GWhMugardos

Sagunto

1 contrato regasificación LP 28 GWh

1 contrato regasificación CP 10 GWh

1 contrato carga cisternas LP 1,1 GWh

1 contrato regasificación LP 15,5 GWh


2 contratos regasificación LP 13,5 GWh

1 contrato regasificación CP 14,5 GWh


Barcelona

Cartagena

Huelva

Bilbao

Plantas de regasificación (GWh/día)

Figura 81: Contratos logísticos considerados para la gestión del balance


_____________________________________________________________________

Asimismo, se tienen contratos de transporte vinculados al punto de entrada a la

red de transporte (brida que conecta la planta de regasificación con la red de

transporte). Por tanto existirá un contrato de transporte por cada planta de

regasificación con capacidad de transporte mayor o igual a la capacidad de

regasificación de la planta correspondiente.

Además de los contratos logísticos, se tendrán contratos de aprovisionamiento de

GNL en las plantas de regasificación a largo y corto plazo de manera que siempre se

tenga gas natural para suministrar la demanda esperada más algunos picos

imprevistos de demanda.

Habiéndose definido ya la zona de balance, todos los elementos logísticos y

contratos asociados a cada uno de estos, se tienen ya todos los elementos para

realizar el balance energético. En función de la demanda de cada día, se realizarán

las operaciones necesarias para el correcto suministro del gas demandado por los

clientes. Asimismo, y en función también de las capacidades máximas de los

contratos establecidos, se realizarán contratos de intercambio o compra/venta de

manera que se pueda suministrar dicha demanda.


_____________________________________________________________________

4.4. Caso práctico II: Gestión del Balance y Optimización

La realización de este caso práctico tiene como objetivo el estudio práctico y la

gestión de un balance de gas, tanto de GN como de GNL, de manera que quede

reflejado el impacto de las operaciones realizadas en el sistema.

Asimismo, debido a los costes logísticos asociados al balance, el problema de

optimización surge desde el primer momento por lo que se realizará la optimización

del balance gestionado tanto de manera manual como con la utilización de un

software de ayuda.

4.4.1. Descripción del balance

Para poder estudiar el balance y gestionarlo correctamente, se ha diseñado un

Excel como herramienta de ayuda donde se muestra separadamente (en diferentes

pestañas) el balance de GN en el AOC, el de GNL en cada planta de regasificación y

el agregado de GNL de todas ellas, y el GN en el AASS.

Las unidades en las que se va a realizar el balance son kWh debido a que el GTS

exige que las programaciones sean en dicha unidad y por tanto se necesitará conocer

los datos necesarios de stocks en kWh. Asimismo, los costes y penalizaciones

asociadas a las operaciones se cuantifican en función de los kWh de exceso por lo

que el cálculo en estas unidades es imprescindible.

La Figura 82 muestra el balance de GNL en las plantas de regasificación que se

utilizará para gestionar cada una de las plantas. Los inputs a este balance son, para

cada día:

Los kWh de GNL descargados de los buques (Descarga bruta).

Las kWh de GNL que se pierden al descargar el GNL de los buques

(Mermas) y que se corresponden con un porcentaje del total descargado

establecido por la comercializadora. Este porcentaje suele considerarse

un 2% de la descarga bruta de GNL.

Los kWh de GNL regasificados (Regasificación).


_____________________________________________________________________

Los kWh de GNL cargados en cisternas para ser transportados a las

plantas satélite (Cisternas).

Las compras o ventas realizadas en la planta de regasificación en el día

con otras comercializadoras, las cuales se representarán en el balance

como positivo o negativo respectivamente (Compras/ventas).

Los intercambios realizados en la planta de regasificación en el día con

otras comercializadoras, ya sea recepción o entrega de gas, los cuales se

representarán en el balance como positivo o negativo respectivamente

(Intercambios).

Una vez se hayan introducido dichos datos diarios, se calcula el stock de GNL en

la planta al final del día en kWh (Stock (kWh)) como se explicó en los epígrafes

anteriores y haciendo uso de la siguiente fórmula:

Stock (kWh) = Stock (kWh)(fecha-1) + Descarga bruta – Mermas –

– Regasificación – Cisternas + Intercambios + Compras/ventas

Con el objetivo de tener siempre en cuenta la capacidad máxima de

regasificación que se tiene contratada para la planta y la capacidad máxima de

almacenamiento de GNL en planta que se tiene derecho, de manera que se controle

si se han superado dichas capacidades o no, se han incluido las columnas siguientes:

Capacidad planta: Capacidad de regasificación máxima diaria que de

tiene contratada en cada planta.

Derecho existencias: Capacidad máxima de almacenamiento de GNL en

la planta de regasificación a la que se tiene derecho como consecuencia

del contrato de regasificación en la misma. Esta capacidad se corresponde

con 8 veces la capacidad de regasificación contratada.

Derecho existencias= 8*Capacidad Planta


_____________________________________________________________________

Asimismo, se calcula el stock de GNL en días (Stock (días)) con el objetivo de

conocer cuantos días duraría el stock de la planta si se regasificara al cien por cien de


Stock (días) = Stock (kWh) / Capacidad planta

Conocer el stock de GNL en días en los tanques de GNL de las plantas es

necesario ya que no debe superarse el máximo permitido por el GTS y, si se hace, se

aplicarán unas penalizaciones que deben tenerse en cuenta al calcular los costes

logísticos. Estos límites vienen fijados por la regla de balance del 3.6.1. según la cual

el stock de GNL máximo permitido en una planta en un día se calcula como la media

móvil del stock de GNL en días de los 30 días anteriores al mismo (Promedio Stock

(días)), y debe ser menor que 8. Así, existirá exceso de stock en la planta de

regasificación si se superan los 8 días permitidos y este valor (Exceso Stock (kWh))

se calcula como la resta de la media móvil del stock de los 30 días anteriores

(Promedio Stock (kWh)) menos la capacidad máxima de almacenamiento de GNL

que se tiene derecho en la planta.

Exceso Stock (kWh) = Promedio Stock (kWh) – Derecho Existencias

La regla de balance 3.6.1 distingue entre dos niveles de exceso de stock en las

plantas y por tanto dos niveles de penalización diferentes que se describen a

continuación. A pesar de que las penalizaciones incurridas por la regla de balance

del 3.6.1 se pagan por el exceso total de GNL en todas las plantas y no por el exceso

en cada una de ellas, se calculará también dicho exceso y penalización en cada planta

de manera que se lleve un control de los incurrido en cada una de ellas.

Exceso de stock de GNL en la planta entre 8 y 8,5 días:

o Se calcula el exceso de stock en días (Exceso Stock (días) 8-8,5)

como la resta del promedio de stock en días menos 8, de manera

que se conozca en cuántos días de la capacidad contratada se ha

superado el límite establecido.


_____________________________________________________________________

o Asimismo, se calcula este exceso de stock en kWh (Exceso Stock

(kWh) 8-8,5) ya que las penalizaciones por exceso se aplicarán

sobre este stock. En este caso, coincide con el promedio de stock

en kWh.

o De este modo, se calcula la penalización en euros asociada al

exceso de stock (Penalización (€) exceso stock 8-8,5) como el

producto del exceso de stock en kWh por 2,5 veces el canon de

penalización. Esta penalización tendrá que tenerse en cuenta al

calcular los costes logísticos.

Penalización (€) exceso stock 8-8,5 = Exceso Stock (kWh) 8-8,5 *

* 2,5 * 0,00002576

Exceso de stock de GNL en la planta mayor de 8,5 días: El cálculo de la

penalización por este exceso de stock se calcula por tramos

distinguiéndose entre la penalización por el exceso de stock entre 8 y 8,5

días y después la penalización por el stock que supera los 8,5 días.

o En primer lugar, se calcula la penalización por exceso de stock

entre 8 y 8,5 días de la misma manera que se hizo anteriormente.

En este caso, el exceso de stock en días correspondiente a este

tramo será 0,5 días (Exceso Stock (días) 8-8,5) y el exceso de stock

en kWh, ya que el exceso de stock total es superior a 0,5 veces la

capacidad contratada, será 0,5 veces la capacidad contratada

(Exceso Stock (kWh) 8-8,5 = 0,5*Capacidad planta).

o Por tanto la primera penalización se calcula como el producto del

exceso de stock en kWh por 2,5 veces el canon de penalización

(Penalización (€) exceso stock 8-8,5).

o En segundo lugar, se calcula la penalización por exceso de stock

superior a 8,5 días. Así, se calcula el exceso de stock en días

(Exceso Stock (días) >8,5) como la resta del promedio de stock en

días menos 8,5, de manera que se conozca en cuántos días de la

capacidad contratada se ha superado el límite establecido.


_____________________________________________________________________

o Asimismo, se calcula este exceso de stock en kWh como la resta

del exceso de stock en kWh y 0,5 veces la capacidad contratada

(Exceso Stock (kWh) >8,5 = Exceso Stock (kWh) – 0,5*Capacidad

planta)

o De este modo, se calcula la penalización en euros asociada al

exceso de stock superior a 8,5 días (Penalización (€) exceso stock

>8,5) como el producto del exceso de stock en kWh superior a 8,5

por 12 veces el canon de penalización.

Penalización (€) exceso stock >8,5 = Exceso Stock (kWh) >8,5 *

* 12 * 0,00002576

o Finalmente, se calcula la penalización total por dicho exceso como

la suma de las dos penalizaciones calculadas y será el total el que

se tenga en cuenta para el cálculo de los costes logísticos.

Penalización total (€) = Penalización (€) exceso stock 8-8,5 +

+ Penalización (€) exceso stock >8,5

Las comercializadoras, en el caso de tener que penalizar, intentan hacerlo siempre

teniendo un exceso de stock entre 8 y 8,5 días ya que, como se acaba de ver, la

penalización asociada a dicho exceso es asequible para ellas teniendo fuertes

pérdidas de dinero si superan dicho exceso de stock.


_____________________________________________________________________

Figura 82: Balance de GNL en las plantas de regasificación

Una vez se tienen los balances de GNL de cada una de las plantas de

regasificación, se puede calcular el balance agregado de GNL, mostrado en la Figura

83, teniendo en cuenta el stock de cada día en cada una de las plantas de manera que

se tenga una visión global del stock total de GNL que está gestionando la

comercializadora en un determinado periodo.

Se consideran en este balance los siguientes inputs que provienen del balance

concreto de cada una de las plantas:

REG-BIL: stock de GNL al final del día de estudio en la planta de

regasificación de Bilbao.

REG-HUE: stock de GNL al final del día de estudio en la planta de

regasificación de Huelva.

REG-CART: stock de GNL al final del día de estudio en la planta de

regasificación de Cartagena.

REG-MUG: stock de GNL al final del día de estudio en la planta de

regasificación de Mugardos.


_____________________________________________________________________

REG-SAG: stock de GNL al final del día de estudio en la planta de

regasificación de Sagunto.

REG-BCN: stock de GNL al final del día de estudio en la planta de

regasificación de Barcelona.

Stock (kWh): Stock de GNL total en las plantas de regasificación (suma

de todos los stocks de las plantas).

Capacidad contratada: Capacidad contratada total de regasificación

(suma de las capacidades contratadas de cada una de las plantas).

De este modo, se puede calcular el stock en días total que la comercializadora

tiene que gestionar.

Stock (días)=Existencias totales / Capacidad contratada

Al balance agregado de GNL también se le aplica la regla de balance 3.6.1 como

ya se ha comentando y es sobre el exceso de GNL de este balance sobre el que se

aplica la penalización de dicha regla de balance. Además, en el caso de este balance,

la regla de balance del 3.6.1 se aplica no sólo para contabilizar las penalizaciones por

exceso sino también para ver si pueden descargar GNL de los buques, ya que si el

exceso de stock total en todas las plantas de regasificación supera un límite, no se

podrá realizar la descarga.

El cálculo del exceso de stock y de las penalizaciones incurridas por la regla del

3.6.1 se realiza de la misma manera que se hizo para cada una de las plantas y que se

ha explicado en el balance anterior. La única diferencia radica en que el exceso de

GNL en el balance total se calcula sobre el stock en días directamente y no sobre el

promedio de stock.


_____________________________________________________________________

Figura 83: Balance agregado de GNL de las plantas de regasificación

Asimismo, y con el objetivo de controlar la cantidad de almacenamiento

contratada que tiene disponible todavía la comercializadora, se realiza el balance de

GN en el almacenamiento subterráneo, ya que, como se comentó anteriormente, a

efectos logísticos se supone que existe sólo un almacenamiento.

Dicho balance se muestra en la Figura 84 y los inputs al mismo son los siguientes:

Los kWh de GN que se inyectan en el AASS en el día concreto del periodo

gestionado (Inyección).

Los kWh de GN que se extraen del AASS en el día concreto del periodo

gestionado (Extracción).

Las compras/ventas de GN con otras comercializadoras realizadas en el

AASS en el día concreto del periodo de estudio y cuyo signo será positivo

si se compra gas y negativo si se vende (Compras/ventas).

Los intercambios realizados en el AASS en el día con otras

comercializadoras, ya sea recepción o entrega de gas, y los cuales se


_____________________________________________________________________

representarán en el balance como positivo o negativo respectivamente

(Intercambios).

A partir de estos datos, se podrá calcular el stock de GN en el almacenamiento

subterráneo en kWh (Stock) a partir de la siguiente fórmula:

Stock = Stock(fecha-1) + Inyección – Extracción + Compras/ventas +

+ Intercambios

Al igual que ocurría en el balance de las plantas de regasificación, es importante

tener presente siempre cual es la capacidad máxima de almacenamiento que se tiene

contratada con el objetivo de sobrepasar ésta en la menor medida y así penalizar lo

mínimo posible. De este modo, se ha incluido una columna con la capacidad de

almacenamiento máxima contratada por la comercializadora (Capacidad

almacenamiento).

Asimismo, y con la finalidad de llevar un control sobre la capacidad de

almacenamiento realmente utilizada a nivel diario y al final del periodo de estudio,

se calcula el nivel de almacenamiento utilizado en el día concreto de estudio como el

stock de GN que hay en el AASS entre la capacidad de almacenamiento máxima

contratada.

Nivel de almacenamiento (%) = Stock / Capacidad almacenamiento

De este modo se podrá saber si al final de periodo la capacidad de

almacenamiento que realmente ha sido utilizada ha sobrepasado o ha sido menor

que la máxima contratada.

Cuando se analiza el mes de octubre, se debe tener en cuenta una regla de balance

adicional, la regla de Octubre. Ésta consiste en que las comercializadoras al llegar el

mes de octubre deben de quedarse con el 80% de la capacidad de almacenamiento

contratada.


_____________________________________________________________________

Figura 84: Balance de GN en el almacenamiento subterráneo

Por último, se realiza un balance global de GN en el almacenamiento operativo

comercial (AOC) de manera que la comercializadora gestione todo el stock de gas

natural que tiene en la red de transporte y pueda controlar cómo va a ser

suministrada la demanda. Este balance de GN se muestra en la Figura 85

describiéndose los diferentes inputs al mismo a continuación:

En primer lugar, las regasificaciones realizadas en el día del periodo de

estudio en las diferentes plantas de regasificación obtenidas del balance

de GNL de cada planta (REG-BIL, REG-HUE, REG-CART, REG-MUG,

REG-SAG y REG-BCN). A partir de dichos datos, se puede calcular los

GWh de GNL que han sido regasificados y por tanto los GWh de GN que

han entrado en la red de transporte a través de las plantas de

regasificación (Regasificaciones) en el periodo de estudio como la suma

de las regasificaciones de todas las plantas.

En segundo lugar, los intercambios y las compras/ventas que se han

realizado con otras comercializadoras en la brida o punto de unión entre

las plantas y la red de transporte (Intercambios Brida y Compras/ventas

Brida).

Las operaciones de intercambio y compra/venta en brida y el transporte

del GN de la planta de regasificación a la red de transporte llevan

asociadas unas mermas o pérdidas de GN que de nuevo se calculan como

un porcentaje del total de GN que se introduce en la red de transporte,

teniendo este porcentaje normalmente un valor del 2% (Mermas).


_____________________________________________________________________

Mermas = 0,02 *(Regasificaciones + Intercambios Brida +

+ Compras/ventas Brida)

En tercer lugar, las inyecciones y extracciones de GN del almacenamiento

subterráneo que se obtienen del balance de GN de los AASS (Inyección

AASS y Extracción AASS).

En cuarto lugar, las importaciones y exportaciones de gas de Portugal y

Francia a través de las diferentes conexiones internacionales que existen

en España (Importación CI-TUY, Exportación CI-TUY, Importación CI-

BAD, Exportación CI-BAD, Importación CI-LAR, Exportación CI-LAR,

Importación CI-TAR y Importación CI-ALM).

En quinto lugar, los intercambios y compras/ventas de GN que se

realizan con otras comercializadoras en la red de transporte directamente

y las cuales no llevan asociadas ningunas mermas (Intercambios y

Compras/ventas). Estos intercambios y compras/ventas se diferencian de

los intercambios y compras/ventas en brida, y se han puesto en dos

columnas diferentes, ya que a estos no se les aplican ningunas mermas

debido a que se realizan directamente en la red de transporte.

En sexto lugar, la demanda de gas natural de cada día del periodo que se

está gestionando para cada uno de los puntos de suministro logísticos:

o Demanda de los puntos de suministro logísticos correspondientes

a las cinco zonas de demanda convencional (Demanda zona I,

Demanda zona II, Demanda zona III, Demanda zona IV y

Demanda zona V).

o Demanda del punto de suministro logístico de mercado eléctrico

(Demanda mercado eléctrico).

o Demanda del punto de suministro logístico de línea directa

(Demanda línea directa).

o Demanda total a suministrar por la comercializadora en el

periodo de estudio obtenida como la suma de las demandas de los

diferentes puntos de suministro logísticos considerados

(Demanda total).


_____________________________________________________________________

Por último, los reajustes o regularizaciones del GTS publicadas en el

“N+2” del mes correspondiente. Mediante los reajustes, se imputan en el

periodo presente de estudio las variaciones de las operaciones

programadas al GTS y las realmente realizadas por la comercializadora

durante el periodo anterior. De este modo, una vez el GTS publica el

N+2, la comercializadora reparte equitativamente la cantidad a reajustar

entre los días del presente periodo (misma cantidad imputada cada día)

de manera que se contabilice en el balance del AOC dichas cantidades.

Una vez se tienen todos datos descritos anteriormente, se puede calcular el stock

de GN en el AOC en kWh (Stock) tal y como se explicó al describir el proceso de

construcción del balance y haciendo uso de la siguiente fórmula:

Stock = Stock(fecha-1) + Regasificaciones + Intercambios Brida +

+ Compras/ventas Brida – Mermas – Inyección AASS +

+ Extracción AASS + Importación CI-TUY – Exportación CI-TUY +

+ Importación CI-BAD – Exportación CI-BAD + Importación CI-LAR –

- Exportación CI-LAR + Importación CI-TAR + Importación CI-ALM +

+ Compras/ventas + Intercambios - Demanda total – Reajustes

A partir del stock de GN existente en el AOC, se puede calcular, de la misma

manera que se hizo para el balance de GNL, el stock de GN en días (Stock AOC

(días)) como la relación entre el stock de GN en kWh y la capacidad de transporte

contratada por la comercializadora (Capacidad transporte). Dicha capacidad de

transporte contratada será la suma de las capacidades máximas de transporte de los

distintos contratos de transporte que tenga la comercializadora.

Stock AOC (días)= Stock / Capacidad transporte

Al igual que con los otros balances, el cálculo del stock de GN en días es necesario

para controlar el nivel de GN que se tiene en la red de transporte de modo que no se

supere el máximo permitido (0,5días) y se tengan así los menores costes logísticos

por penalizaciones. Estos niveles mínimos y máximos de GN en el AOC son


_____________________________________________________________________

requeridos ya que para el buen funcionamiento del sistema y por tanto el correcto

suministro del gas a los consumidores se requieren que haya unos niveles

determinados de presión en la red de transporte.

Por tanto, se calcula asimismo el exceso de stock en el AOC en días (Exceso AOC

(días)) de manera que se tenga siempre presente si se supera el exceso de stock

permitido de 0,5 días. Este exceso se calcula como la resta del exceso de stock en el

AOC en días menos 0,5.

De la misma manera que ocurría en el balance de GNL en las plantas de

regasificación, se calcula el exceso de stock en kWh (Exceso AOC (kWh)) ya que las

penalizaciones se calculan sobre dicho stock. El exceso de stock en kWh se calcula

como el stock total en el AOC menos 0,5 veces la capacidad de transporte contratada.

Una vez se tienen los datos anteriores, se puede calcular las penalizaciones por

exceso de stock en el AOC (Penalización (€) >0,5 días) que serán costes

imprescindibles a tener en cuenta en los costes logísticos. Dicha penalización se

calcula como el producto del exceso de stock en kWh por 1,1 veces el canon de

penalización.

Penalización (€) >0,5 días = Exceso AOC (kWh) * 1,1 * 0,00002576


_____________________________________________________________________

Figura 85: Balance de GN en el AOC

4.4.2. Descripción de la economía del balance

La gestión logística que llevan a cabo las comercializadoras de gas y, por tanto, la

gestión del balance, conlleva una serie de costes logísticos que han de tenerse muy

presentes a la hora de llevar a cabo las operaciones sobre las infraestructuras gasistas

que quedan reflejadas en el balance.

Estos costes logísticos principales que han de tenerse en cuenta en la gestión del

balance son los siguientes:


_____________________________________________________________________


Peaje de descarga de buques en las plantas

Canon de almacenamiento de GNL en las plantas

Peaje de carga de cisternas de GNL

Canon de inyección/extracción en el almacenamiento subterráneo

Peaje de transporte y distribución

Penalizaciones por exceso de stock de GN en el AOC (definidas por la

regla de balance de 0,5 días)

Penalizaciones por exceso de stock de GNL en las plantas de

regasificación (definidas por la regla de balance del 3.6.1)

El método de cálculo de cada uno de estos peajes o cánones fue descrito en

epígrafes anteriores cuando se describieron los costes logísticos que existían para

una comercializadora de gas.

Por tanto, el hecho de que existan costes en la gestión del balance da pie a la

optimización del mismo con el objetivo de disminuir dichos costes lo máximo

posible y mejorar los resultados de la comercializadora.

Esto será justamente lo que se realice en el balance gestionado: optimización

manual del balance y posterior optimización de ese balance ya optimizado mediante

un software de optimización. Con esto se verá la importancia que la optimización

tiene en el balance y cómo los costes logísticos totales disminuyen a medida que se

optimiza el mismo.

4.4.3. Descripción del problema de optimización que se afronta

Una vez realizado se ha descrito el balance y los costes asociados, así como se ha

entendido la importancia de la optimización del mismo, el siguiente paso consiste en

estudiar cómo se debe optimizar su gestión para disminuir al máximo los costes a

través de la optimización de la programación de las infraestructuras.


_____________________________________________________________________

Por tanto, el problema de optimización de la programación de infraestructuras se

resume en la minimización de los costes asociados a los contratos logísticos,

incluidas posibles penalizaciones incurridas, a través de una programación sujeta a

todas las restricciones operativas y contractuales.

El problema de optimización tiene como función objetivo los peajes y cánones de

uso de las infraestructuras y las variables de decisión son constituidas por las

programaciones de uso.

Condiciones:

• Capacidad contratada en las infraestructuras• Límites de stock• Satisfacción de la demanda• Forma de aplicación de peajes y cánones


RegasificadorasRegasificadoras

Camión

cisterna

Camión

cisterna

Conexión

internacional

Conexión

internacional

BuqueBuque

Planta

satélite

Planta

satélite

Red

distribución

Red

distribución

PS GGCCPS GGCC

Punto

suministro

Punto

suministro

Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

GNGN

GNLGNL

Red

distribución

Red

distribuciónPunto

suministro

Punto

suministro

PS GGCC PS GGCC

CCTCCCTC

Conexión

internacional

Conexión

internacional

Re

d d

e t

ran

sp

ort

eR

ed

de

tra

ns

po

rte

1

3 4

7 8

11

14

10

11

12

5

10

6

9

9

Planta

satélite

Planta

satélite8

Conexión

interzonal

Conexión

interzonalGNGN

Conexión

interzonal

Conexión

interzonal

2

13

Variables:

• Programación• Stock• Exceso/déficit

Función objetivo:

• Peajes y cánones• Penalizaciones

Condiciones:

• Capacidad contratada en las infraestructuras• Límites de stock• Satisfacción de la demanda• Forma de aplicación de peajes y cánones


RegasificadorasRegasificadoras

Camión

cisterna

Camión

cisterna

Conexión

internacional

Conexión

internacional

BuqueBuque

Planta

satélite

Planta

satélite

Red

distribución

Red

distribución

PS GGCCPS GGCC

Punto

suministro

Punto

suministro

Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

GNGN

GNLGNL

Red

distribución

Red

distribuciónPunto

suministro

Punto

suministro

PS GGCC PS GGCC

CCTCCCTC

Conexión

internacional

Conexión

internacional

Re

d d

e t

ran

sp

ort

eR

ed

de

tra

ns

po

rte

1

3 4

7 8

11

14

10

11

12

5

10

6

9

9

Planta

satélite

Planta

satélite8

Conexión

interzonal

Conexión

interzonalGNGN

Conexión

interzonal

Conexión

interzonal

2

13

Variables:

• Programación• Stock• Exceso/déficit

Función objetivo:

• Peajes y cánones• Penalizaciones

Figura 86: Esquema del problema de optimización

De forma muy simplificada, el problema de optimización puede ser definido en

términos de:

Un conjunto de nodos que representan cada uno de los elementos que

componen la red logística, y un conjunto de periodos del horizonte de

programación.

Los siguientes parámetros:

o La capacidad mínina y máxima de GNL/GN de cada uno de los

elementos logísticos.

o El stock inicial, cantidad de GNL/GN que tiene almacenado cada uno

de los elementos logísticos al comienzo del horizonte de

programación (incluido el AOC).

o Las curvas de la demanda en cada punto de suministro.


_____________________________________________________________________

o Los kWh cargados en cisternas requeridos para suministrar a las

plantas satélite y otros consumidores conectados directamente a la

red.

o Los límites inferior y superior de balance en el AOC.

o Las penalizaciones y coste de las operaciones realizadas en los

elementos logísticos.

Las siguientes variables:

o Programación del uso de cada infraestructura en cada periodo.

o Stock de GNL/GN en cada nodo al final de cada periodo.

o Pico de regasificación alcanzado en cada planta durante el horizonte

de programación.

o Stock en el AOC al final de cada periodo.

o Penalización incurrida en las plantas y en el AOC al final del periodo.

La función objetivo (a minimizar) del problema considera el coste total de

las operaciones realizadas y las penalizaciones asociadas.

La optimización está sujeta a las siguientes restricciones:

o La programación realizada debe encontrarse entre el mínimo y

máximo de cada elemento logístico.

o Satisfacción de la demanda en cada uno de los puntos de suministro.

o Ecuación de balance de stock en el AOC.

o Ecuación de balance en AASS.

o Límites al stock en AASS.

o Ecuaciones derivadas de las reglas de balance del 3.6.1 en el balance

agregado de GNL en las plantas y de 0,5 días en el balance de la red

de transporte.

o Construcción del pico de regasificación como el máximo regasificado

durante el periodo de programación.

o Construcción del exceso de stock en el AOC.

La infraestructura logística que se considerará en el problema de optimización se

muestra en la Figura 87.


_____________________________________________________________________

6 plantas de regasificación

1 almacenamiento subterráneo

5 conexiones internacionales

1 punto de balance

7 puntos de suministro logísticos

A

B

C

D

E


Planta

regasificación 1BuqueBuque

Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

Red

de

tra

ns

po

rte

Red

de

tra

ns

po

rte

internacional

Planta

regasificación 2

Red

distribución

Red

distribuciónPunto

suministroPS convencional

zona I

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación 2

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona II

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona III

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona IV

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona V

Punto

suministroPS mercado

eléctrico

Punto

suministroPS línea directa

D

Conexión

internacional

Conexión

internacional

Conexión

internacional

B

C

C

C

E

E

E

E

E

E

E

internacional

internacional

internacional

internacional

CI salida TUY

CI salida

LARRAU

CI salida

BADAJOZ

CI entrada TUY

CI entrada

LARRAU

CI entrada

BADAJOZ

CI entrada

ALMERÍA

CI entrada

TARIFA

C

C

C

C

C

Planta

regasificación

Barcelona

Planta

regasificación

Mugardos

Planta

regasificación

Bilbao

Planta

regasificación

Sagunto

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación

Huelva

BuqueBuque

BuqueBuque

BuqueBuque

BuqueBuque

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación

CartagenaBuqueBuque

A

A

A

A

A

A




1 punto de balance


A

B

C

D

E




1 punto de balance


A

B

C

D

E

A

B

C

D

E


Planta


Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

Red

de

tra

ns

po

rte

Red

de

tra

ns

po

rte

internacional

Planta

regasificación 2

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona I

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación 2

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona II

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona III

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona IV

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona V

Punto


eléctrico

Punto


D

Conexión

internacional

Conexión

internacional

Conexión

internacional

B

C

C

C

E

E

E

E

E

E

E

internacional

internacional

internacional

internacional

CI salida TUY

CI salida

LARRAU

CI salida

BADAJOZ

CI entrada TUY

CI entrada

LARRAU

CI entrada

BADAJOZ

CI entrada

ALMERÍA

CI entrada

TARIFA

C

C

C

C

C

Planta

regasificación

Barcelona

Planta

regasificación

Mugardos

Planta

regasificación

Bilbao

Planta

regasificación

Sagunto

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación

Huelva

BuqueBuque

BuqueBuque

BuqueBuque

BuqueBuque

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación

CartagenaBuqueBuque

A

A

A

A

A

A


Planta


Almacenamiento

subterráneo

Almacenamiento

subterráneo

Red

de

tra

ns

po

rte

Red

de

tra

ns

po

rte

internacional

Planta

regasificación 2

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona I

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación 2

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona II

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona III

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona IV

Red

distribución

Red

distribuciónPunto


zona V

Punto


eléctrico

Punto


D

Conexión

internacional

Conexión

internacional

Conexión

internacional

B

C

C

C

E

E

E

E

E

E

E

internacional

internacional

internacional

internacional

CI salida TUY

CI salida

LARRAU

CI salida

BADAJOZ

CI entrada TUY

CI entrada

LARRAU

CI entrada

BADAJOZ

CI entrada

ALMERÍA

CI entrada

TARIFA

C

C

C

C

C

Planta

regasificación

Barcelona

Planta

regasificación

Mugardos

Planta

regasificación

Bilbao

Planta

regasificación

Sagunto

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación

Huelva

BuqueBuque

BuqueBuque

BuqueBuque

BuqueBuque

Planta

regasificación 2

Planta

regasificación

CartagenaBuqueBuque

A

A

A

A

A

A

Figura 87: Infraestructura logística considerada en el problema de optimización

4.4.4. Ejemplo práctico y resultados

Una vez se ha definido el modelo de gestión del balance para la correcta gestión

logística y los datos y restricciones necesarias para su construcción, se pueden

aplicar dicho modelo de balance a los datos de análisis del caso práctico a estudiar

en el presente proyecto.

Para ello, los primeros datos que se introducirán son la demanda de gas estimada

para los diferentes puntos de suministro logísticos y las capacidades máximas

contratadas según los contratos definidos anteriormente.

A continuación se definirán e introducirán en el balance de GNL, para cada una

de las plantas de regasificación, las cantidades de GNL que serán descargadas de los

buques en las mismas a lo largo del periodo de estudio, la cantidad de GNL

regasificada cada día y la cantidad cargada en cisternas para ser trasportada.


_____________________________________________________________________

Asimismo, se introducirá la cantidad de GN que será importado y exportado a

través de las conexiones internacionales y la cantidad inyectada en los AASS, ya que

los meses de abril y mayo son meses de inyección.

Por último se definirán los intercambios y compras/ventas que se realizarán en

los diferentes puntos del sistema, ya sean plantas de regasificación, AASS o la red de

transporte (tanto en brida como en la propia AOC). Estos serán utilizados, de la

misma manera que lo hacen las comercializadoras, para mantener el stock de gas en

el sistema necesario para cubrir la demanda y penalizar lo menos posible.

De este modo, se repartirá la demanda que es necesaria suministrar entre las

diferentes formas de aprovisionamiento de stock de gas natural de la manera más

óptima posible. Así se podrá comprobar que las operaciones realizadas en los

elementos logísticos se intentan mantener dentro de los límites contratados con el

objetivo de optimizar al máximo el balance y así obtener los menores costes

logísticos, pudiéndose calcular a posteriori todos estos costes incluidas las

penalizaciones asociadas con los datos recogidos en los balances.

A continuación se muestran los resultados obtenidos en los balances realizados

para el mes de Mayo 2011.


_____________________________________________________________________

Balance de GNL en la Planta de Bilbao

El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Bilbao se


Figura 88: Balance de GNL en la planta de Bilbao para Mayo 2011

Tal y como se observa en la Figura 89, las regasificaciones se realizan durante

todo el mes entre el 85% (20.060.000 kWh) y el 105% (24.780.000 kWh) de la

capacidad contratada a excepción de un día (marcado en rojo en el balance). Por esta

razón, el término fijo del peaje de regasificación que se tendrá que pagar vendrá

dado por la fórmula Tf * (Qrn + 2 * (Qrn - 1,05 * Qrd)), teniendo que pagar por un

solo de día de superación de dicho límite un peaje muy superior al que si se hubiera

mantenido entre los límites todos los días del mes. De este modo, el peaje de

regasificación tendrá un valor de 564.520,9886 €.


_____________________________________________________________________

25.906.482,00

20.060.000,00

24.780.000,00

12.000.000,00

14.000.000,00

16.000.000,00

18.000.000,00

20.000.000,00

22.000.000,00

24.000.000,00

26.000.000,00

28.000.000,00

01/0

5/20

11

03/0

5/20

11

05/0

5/20

11

07/0

5/20

11

09/0

5/20

11

11/0

5/20

11

13/0

5/20

11

15/0

5/20

11

17/0

5/20

11

19/0

5/20

11

21/0

5/20

11

23/0

5/20

11

25/0

5/20

11

27/0

5/20

11

29/0

5/20

11

31/0

5/20

11

Regasificación

85% capacidad contratada


Figura 89: Regasificaciones en la planta de Bilbao para Mayo 2011(kWh)

Asimismo, se comprueba en la Figura 90 que la forma de curva de stock coincide

con la explicada anteriormente y que los intercambios realizados por la

comercializadora se traducen en una traslación de la curva de stock hacia arriba en el

caso de recepción del gas y hacia abajo cuando se entrega el mismo.

-

50.000.000,00

100.000.000,00

150.000.000,00

200.000.000,00

250.000.000,00

300.000.000,00

350.000.000,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Stock (kWh)

Figura 90: Evolución del stock de GNL en la planta de Bilbao durante Mayo 2011(kWh)

En la Figura 91 se representa la evolución del promedio de stock en días, a través

del cual se calculan las penalizaciones definidas en la regla de balance del 3.6.1. Se

comprueba que existen sólo cuatro días del periodo en el que el stock supera los 8

días permitidos pero nunca los 8,5 días.


_____________________________________________________________________

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

01/05/20

11

03/05/20

11

05/05/20

11

07/05/20

11

09/05/20

11

11/05/20

11

13/05/20

11

15/05/20

11

17/05/20

11

19/05/20

11

21/05/20

11

23/05/20

11

25/05/20

11

27/05/20

11

29/05/20

11

31/05/20

11

Promedio

Stock (días)

Figura 91: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Bilbao durante Mayo 2011

Asimismo, el peaje de descarga de buques por la descarga de los tres buques se

calcula según lo explicado anteriormente y tiene un valor de 70.593 €. No existe

contrato de carga de cisternas en esta planta por lo que tampoco hay el peaje

asociado al mismo. También se ha calculado el canon por almacenamiento de GNL

en planta en función del exceso de stock almacenado obteniéndose un valor de

0,1622 €.

Balance de GNL en la Planta de Huelva

El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Huelva se



_____________________________________________________________________

Figura 92: Balance de GNL en la planta de Huelva para Mayo 2011

Tal y como se observa en la Figura 93, las regasificaciones se realizan durante

todo el mes entre el 85% (35.275.000 kWh) y el 105% (43.575.000 kWh) de la

capacidad contratada. Por esta razón, el término fijo del peaje de regasificación que

se tendrá que pagar vendrá dado por la fórmula Tf * Qrn, siendo este término el

óptimo para este peaje y teniendo el peaje un valor de 891.611,83 €.

35.275.000,00

43.575.000,00

33.000.000,00

35.000.000,00

37.000.000,00

39.000.000,00

41.000.000,00

43.000.000,00

45.000.000,00

01/05/20

11

03/05/20

11

05/05/20

11

07/05/20

11

09/05/20

11

11/05/20

11

13/05/20

11

15/05/20

11

17/05/20

11

19/05/20

11

21/05/20

11

23/05/20

11

25/05/20

11

27/05/20

11

29/05/20

11

31/05/20

11

Regasificación



43.574.892,00

Figura 93: Regasificaciones en la planta de Huelva para Mayo de 2011 (kWh)

Asimismo, se comprueba en la Figura 94 que la curva de stock tiene de nuevo

forma de sierra teniendo los intercambios realizados por la comercializadora un

impacto en la misma de traslación de la curva de stock hacia arriba en el caso de

recepción del gas y hacia abajo cuando se entrega el mismo. Se observa que la


_____________________________________________________________________

recepción del gas del intercambio realizado en el periodo en dicha planta se traduce

en un aumento puntual de stock que traslada la curva paralelamente hacia la

derecha.

-

100.000.000,00

200.000.000,00

300.000.000,00

400.000.000,00

500.000.000,00

600.000.000,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Stock (kWh)

Figura 94: Evolución del stock de GNL en la planta de Huelva durante Mayo 2011(kWh)

Del mismo modo que antes, en la Figura 95 se representa la evolución del

promedio de stock en días para poder calcular las penalizaciones definidas en la

regla de balance del 3.6.1, existiendo dos días del periodo donde se superan los 8

días de la capacidad contratada permitidos.

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

01/0

5/20

11

03/0

5/20

11

05/0

5/20

11

07/0

5/20

11

09/0

5/20

11

11/0

5/20

11

13/0

5/20

11

15/0

5/20

11

17/0

5/20

11

19/0

5/20

11

21/0

5/20

11

23/0

5/20

11

25/0

5/20

11

27/0

5/20

11

29/0

5/20

11

31/0

5/20

11

Promedio

Stock (dias)

Figura 95: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Huelva durante Mayo 2011

El peaje de descarga de buques por la descarga de los tres buques descargados

tiene un valor de 183.039 €, el peaje de carga de cisternas 44.117,493 € y el canon de

almacenamiento de GNL en planta 0,4378 €.


_____________________________________________________________________

Balance de GNL en la Planta de Cartagena

El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Cartagena se


Figura 96: Balance de GNL en la planta de Cartagena para Mayo 2011

Tal y como se observa en la Figura 97, las regasificaciones no se realizan siempre

entre el 85% (16.275.000 kWh) y el 105% (13.175.000 kWh) de la capacidad contratada

ya que se supera el límite del 105% varias veces a lo largo del mes (marcadas en rojo

en el balance). De la misma manera que ocurría en el balance de la planta de Bilbao,

el término fijo del peaje de regasificación que se tendrá que pagar vendrá dado por

la fórmula Tf * (Qrn + 2 * (Qrn - 1,05 * Qrd)), teniendo el peaje un valor de 427.709,79

€.


_____________________________________________________________________

Tiene sentido comparar el hecho de sobrepasar el límite de 105% una sola vez

como ocurría en la planta de Bilbao en comparación con este caso en el que se

sobrepasa dicho límite varias veces. De este modo, tiene más sentido este último

caso ya que si se va a penalizar, mejor será aprovechar dicha penalización y

regasificar lo que sea necesario a pesar de superar el límite, que penalizar de la

misma forma por sólo un día de superación del mismo. A cambio de penalizar por

superar el límite de regasificación en esta planta no se penaliza por exceso de stock

(regla de balance 3.6.1). Esta estrategia podría ser válida para algunas

comercializadoras si bien, como se puede comprobar en este balance, suelen ser más

caras las penalizaciones por superar el límite de regasificación que por exceso de

stock.

18.392.323,00

13.175.000,00

16.275.000,00

6.000.000,00

8.000.000,00

10.000.000,00

12.000.000,00

14.000.000,00

16.000.000,00

18.000.000,00

20.000.000,00

01/0

5/20

11

03/0

5/20

11

05/0

5/20

11

07/0

5/20

11

09/0

5/20

11

11/0

5/20

11

13/0

5/20

11

15/0

5/20

11

17/0

5/20

11

19/0

5/20

11

21/0

5/20

11

23/0

5/20

11

25/0

5/20

11

27/0

5/20

11

29/0

5/20

11

31/0

5/20

11

Regasif icación



Figura 97: Regasificaciones en la planta de Cartagena para Mayo de 2011 (kWh)

La Figura 98 muestra la curva de stock de GNL en la planta y tiene de nuevo

forma de sierra mencionada anteriormente. En este periodo se realizan un total de

tres intercambios en esta planta que se ven claramente representados en la curva

trasladándose la curva hacia la derecha cada vez que se recibe el gas del intercambio

ya que aumenta el stock de gas en la planta y habiendo un pico hacia abajo cada vez

que se entrega dicho gas.


_____________________________________________________________________

-

30.000.000,00

60.000.000,00

90.000.000,00

120.000.000,00

150.000.000,00

180.000.000,00

210.000.000,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Stock (kWh)

Figura 98: Evolución del stock de GNL en la planta de Cartagena durante Mayo 2011(kWh)

Al igual que antes, en la Figura 99 se representa la evolución del promedio de stock

en días para poder calcular las penalizaciones definidas en la regla de balance del 3.6.1

que como se ha mencionado anteriormente en esta planta son nulas ya que no se

superan los 8 días de stock permitidos.

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

01/0

5/20

11

03/0

5/20

11

05/0

5/20

11

07/0

5/20

11

09/0

5/20

11

11/0

5/20

11

13/0

5/20

11

15/0

5/20

11

17/0

5/20

11

19/0

5/20

11

21/0

5/20

11

23/0

5/20

11

25/0

5/20

11

27/0

5/20

11

29/0

5/20

11

31/0

5/20

11

Promedio

Stock (dias)

Figura 99: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Cartagena durante Mayo 2011

El peaje de descarga de buques por la descarga de los tres buques en dicho

periodo tiene un valor de 121.779 €, el peaje de carga de cisternas 23.354,453 €. Al no

existir exceso de stock en la planta, el canon de almacenamiento de GNL es nulo.


_____________________________________________________________________

Balance de GNL en la Planta de Mugardos

El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Mugardos se


Figura 100: Balance de GNL en la planta de Mugardos para Mayo 2011

En la Figura 101 se muestran las regasificaciones realizadas durante el mes, las

cuales se mantienen siempre entre el 85% (9.350.000 kWh) y el 105% (11.550.000

kWh) de la capacidad contratada. Por tanto, el término fijo del peaje de

regasificación que se tendrá que pagar vendrá dado, al igual que en la planta de

Huelva, por la fórmula Tf * Qrn, siendo este término el óptimo para este peaje y

teniendo el peaje un valor de 235.124,927 €. Este peaje es el más bajo de todas las

plantas ya que la capacidad contratada en esta planta es la menos y además el

término fijo está optimizado.


_____________________________________________________________________

9.350.000,00

11.549.922,00 11.550.000,00

5.000.000,00

6.000.000,00

7.000.000,00

8.000.000,00

9.000.000,00

10.000.000,00

11.000.000,00

12.000.000,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Regasif icación



Figura 101: Regasificaciones en la planta de Mugardos para Mayo de 2011 (kWh)

La Figura 102 muestra la curva de stock de GNL en la planta con una clara forma

de sierra. En este periodo se descargan solamente dos buques de GNL y la traslación

hacia la derecha de la curva como consecuencia de los intercambios se observa como

un pico pareciéndose mucho al pico que se observa al descargarse GNL de los

buques en la planta ya que la cantidad intercambiada es muy grande en

comparación con la capacidad contratada y muy similar a la que se descarga de los

buques como aprovisionamiento.

-

20.000.000,00

40.000.000,00

60.000.000,00

80.000.000,00

100.000.000,00

120.000.000,00

140.000.000,00

160.000.000,00

180.000.000,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Stock (kWh)

Figura 102: Evolución del stock de GNL en la planta de Mugardos durante Mayo 2011(kWh)

Del mismo modo que antes, en la Figura 103 se representa la evolución del

promedio de stock en días. En el balance de esta planta se exceden no sólo los 8 días


_____________________________________________________________________

de la capacidad contratada que repercuten la primera penalización, sino también los

8,5 días que hacen que se tenga también el segundo tipo de penalización. Se observa

en el balance que esta última penalización es muy superior a la primera, ya que por

sólo 0,01 días (76.744 kWh) de exceso se penaliza con 23,72 €, mientras que pagando

esa misma cantidad para la primera penalización se permite un exceso de stock de

367.265 kWh, lo que supone una cantidad aproximadamente 5 veces mayor que para

el segundo tipo de penalización.

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Promedio

Stock (dias)

Figura 103: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Mugardos durante Mayo 2011

El peaje de descarga de buques por la descarga de los dos buques en el periodo

tiene un valor de 40.397 € y el canon de almacenamiento de GNL es 0,6526 €. Este

último valor es el más alto de los cánones de todas las plantas en este balance ya que

el exceso de stock también es el mayor. El peaje de carga de cisternas será nulo ya

que en esta planta tampoco hay contratos de este tipo.


_____________________________________________________________________

Balance de GNL en la Planta de Sagunto

El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Sagunto se


Figura 104: Balance de GNL en la planta de Sagunto para Mayo 2011

Tal y como se observa en la Figura 105, las regasificaciones se realizan durante todo

el mes entre el 85% (17.850.000 kWh) y el 105% (22.050.000 kWh) de la capacidad

contratada a excepción de un día en el que se regasifica una cantidad menor del 85% de

dicha capacidad contratada. En este caso, el término fijo del peaje de regasificación

vendrá dado por la fórmula Tf * 0,85 * Qrd, de manera que se paga un peaje mucho

mayor de lo que se debería por lo que se está utilizando y la penalización por tanto

queda asociada. El valor del peaje es de 37.781,4679 €.


_____________________________________________________________________

Cabe comparar también este caso con el de la planta de Huelva, ya que la

capacidad de regasificación contratada es similar en ambas plantas se penaliza por

superar el límite un día. De este modo, se observa que la penalización por superar el

límite del 105% es superior al de superar el del 85%. Este hecho es un tema

importante que las comercializadoras tienen en cuenta a diario para gestionar las

capacidades contratadas en las plantas y en general el balance en las mismas.

17.748.053,0017.850.000,00

22.050.000,00

10.000.000,00

12.000.000,00

14.000.000,00

16.000.000,00

18.000.000,00

20.000.000,00

22.000.000,00

24.000.000,00

01/05/201

1

03/05/201

1

05/05/201

1

07/05/201

1

09/05/201

1

11/05/201

1

13/05/201

1

15/05/201

1

17/05/201

1

19/05/201

1

21/05/201

1

23/05/201

1

25/05/201

1

27/05/201

1

29/05/201

1

31/05/201

1

Regasif icación



Figura 105: Regasificaciones en la planta de Sagunto para Mayo de 2011 (kWh)

La Figura 106 muestra la curva de stock de GNL en la planta y de nuevo se

comprueba que la forma de la misma es la correcta. En este periodo se descargan tres

buques de GNL representados en la curva por los tres picos de stock y un sólo

intercambio que se aprecia mínimamente en la gráfica ya que la cantidad

intercambiada es muy pequeña (7.000.000 kWh).


_____________________________________________________________________

-

50.000.000,00

100.000.000,00

150.000.000,00

200.000.000,00

250.000.000,00

300.000.000,00

350.000.000,00

01/05/201

1

03/05/201

1

05/05/201

1

07/05/201

1

09/05/201

1

11/05/201

1

13/05/201

1

15/05/201

1

17/05/201

1

19/05/201

1

21/05/201

1

23/05/201

1

25/05/201

1

27/05/201

1

29/05/201

1

31/05/201

1

Stock (kWh)

Figura 106: Evolución del stock de GNL en la planta de Sagunto durante Mayo 2011(kWh)

Al igual que las plantas anteriores, en la Figura 107 se representa la evolución del

promedio de stock en días observándose que sólo se supera el stock máximo

permitido de 8 días un día del mes.

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

01/05/201

1

03/05/201

1

05/05/201

1

07/05/201

1

09/05/201

1

11/05/201

1

13/05/201

1

15/05/201

1

17/05/201

1

19/05/201

1

21/05/201

1

23/05/201

1

25/05/201

1

27/05/201

1

29/05/201

1

31/05/201

1

Promedio

Stock (dias)

Figura 107: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Sagunto durante Mayo 2011


periodo tiene un valor de 129.039 €, el peaje de carga de cisternas es de 12.376,853 € y

el canon de almacenamiento de GNL es 0,0028 €, valor muy pequeño ya que el

exceso de stock también lo es.


_____________________________________________________________________

Balance de GNL en la Planta de Barcelona

El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Barcelona se


Figura 108: Balance de GNL en la planta de Barcelona para Mayo 2011

Como se observa en la Figura 109, las regasificaciones se realizan durante todo el

mes entre el 85% (32.300.000 kWh) y el 105% (39.900.000 kWh) de la capacidad

contratada teniendo por tanto el término fijo óptimo del peaje de regasificación dado

por la fórmula Tf * Qrn. El valor del peaje de regasificación es de 815.367,644 €.


_____________________________________________________________________

39.899.567

32.300.000,00

39.900.000,00

24.000.000

26.000.000

28.000.000

30.000.000

32.000.000

34.000.000

36.000.000

38.000.000

40.000.000

42.000.000

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Regasif icación



Figura 109: Regasificaciones en la planta de Barcelona para Mayo de 2011 (kWh)

La Figura 110 muestra la curva de stock de GNL en la planta. En este periodo se

descargan tres buques de GNL representados en la curva por los tres picos de stock

y un sólo intercambio que se aprecia en la gráfica al final del periodo como una

pequeña traslación de la curva hacia la derecha como consecuencia de la recepción

del gas intercambiado.

0

100.000.000

200.000.000

300.000.000

400.000.000

500.000.000

600.000.000

01/0

5/20

11

03/0

5/20

11

05/0

5/20

11

07/0

5/20

11

09/0

5/20

11

11/0

5/20

11

13/0

5/20

11

15/0

5/20

11

17/0

5/20

11

19/0

5/20

11

21/0

5/20

11

23/0

5/20

11

25/0

5/20

11

27/0

5/20

11

29/0

5/20

11

31/0

5/20

11

Stock (kWh)

Figura 110: Evolución del stock de GNL en la planta de Barcelona durante Mayo 2011(kWh)

En la Figura 111 se representa la evolución del promedio de stock en días

observándose que no se supera el stock máximo permitido de 8 días ningún día del

mes.


_____________________________________________________________________

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

01/05/201

1

03/05/201

1

05/05/201

1

07/05/201

1

09/05/201

1

11/05/201

1

13/05/201

1

15/05/201

1

17/05/201

1

19/05/201

1

21/05/201

1

23/05/201

1

25/05/201

1

27/05/201

1

29/05/201

1

31/05/201

1

Promedio

Stock (dias)

Figura 111: Evolución del promedio de stock (días) en la planta de Barcelona durante Mayo 2011


periodo tiene un valor de 84.078 €, el peaje de carga de cisternas es de 10.686,480 € y

el canon de almacenamiento de GNL es nulo ya que no existe exceso de stock en la

planta.


_____________________________________________________________________

Balance agregado de GNL

En la Figura 112 se muestra el balance agregado de GNL en las plantas de

regasificación.

Figura 112: Balance agregado de GNL para Mayo 2011

En la Figura 113 se muestra la curva de stock de GNL en días en las plantas de

regasificación. En esta gráfica se pueden observar las penalizaciones incurridas en el

periodo por exceso de GNL en el sistema total, apreciándose como a pesar de que el

exceso de GNL en cada planta no es muy alto, el exceso en el sistema total es

superior y por tanto las penalizaciones incurridas también lo son. En el balance se

muestra como dichas penalizaciones alcanzan un valor de 3.140.384,75 €. Este será el

valor de la penalización correspondiente a la regla de balance del 3.6.1 ya que las


_____________________________________________________________________

penalizaciones como ya se ha comentado se pagan por lo correspondiente al exceso

de GNL total en todas las plantas.

Asimismo, la gráfica de la evolución del stock de GNL acumulado resulta

interesante debido a que los días en que se superen los 8 días de la capacidad

contratada total no se podrá descargar ningún buque. De ese modo, los buques se

descargan en los puntos de menor stock tal y como se puede comprobar en los

balances individuales. Se puede observar además que dicha curva es la suma de las

curvas de stock de cada una de las plantas y que al igual que cada una de éstas, la

curva tiene forma de sierra.

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

01/0

5/201

1

03/0

5/201

1

05/0

5/201

1

07/0

5/201

1

09/0

5/201

1

11/0

5/201

1

13/0

5/201

1

15/0

5/201

1

17/0

5/201

1

19/0

5/201

1

21/0

5/201

1

23/0

5/201

1

25/0

5/201

1

27/0

5/201

1

29/0

5/201

1

31/0

5/201

1

Stock (días)

Figura 113: Evolución del stock de GNL (días) en todas las plantas durante Mayo 2011


_____________________________________________________________________

Balance de GN en el AOC

A continuación se muestra, en la Figura 114, el balance de GN en el AOC.

Figura 114: Balance de GN en el AOC para Mayo 2011


_____________________________________________________________________

En la Figura 115 se representa la evolución del stock en la red de transporte en

días con el objetivo de comprobar en qué días del periodo se incurren penalizaciones

y en qué días no. Se observa que existe un día sólo en el que se supera el límite fijado

en la regla de balance de 0,5 días de la capacidad de transporte contratada. De esta

manera, la penalización por dicho día en el que se tiene un exceso de 113.927,28 kWh

se muestra en el balance y suma una cantidad de 3,23 €.

-

0,04

0,08

0,12

0,16

0,20

0,24

0,28

0,32

0,36

0,40

0,44

0,48

01/0

5/20

11

03/0

5/20

11

05/0

5/20

11

07/0

5/20

11

09/0

5/20

11

11/0

5/20

11

13/0

5/20

11

15/0

5/20

11

17/0

5/20

11

19/0

5/20

11

21/0

5/20

11

23/0

5/20

11

25/0

5/20

11

27/0

5/20

11

29/0

5/20

11

31/0

5/20

11

Stock AOC (días)

Figura 115: Evolución del stock de GN en el AOC (días) durante Mayo 2011

Figura 116: Balance de GN en el AASS para Mayo 2011

Asimismo, se representa en la Figura 117 las inyecciones de gas natural realizadas

en el periodo de estudio con el fin de demostrar como en los días donde el stock de

gas es alto en el sistema se inyecta mayores cantidades de gas en los

almacenamientos subterráneos inyectando la máxima capacidad contratada mientras

que en aquellos días donde la demanda es mayor y por tanto el stock es más bajo, las


_____________________________________________________________________

inyecciones realizadas son menores. Se observa también en el balance de AASS

mostrado en la Figura 116 que el stock en el AASS crece de forma lineal durante el

mes de estudio (siendo éste un mes de inyección) teniéndose que alcanzar en el mas

de Octubre un volumen de almacenamiento del 80% para así poder hacer frente a los

siguientes meses de extracción.

4.000.000,00

5.000.000,00

6.000.000,00

7.000.000,00

8.000.000,00

9.000.000,00

10.000.000,00

11.000.000,00

12.000.000,00

13.000.000,00

01/05/2

011

03/05/2

011

05/05/2

011

07/05/2

011

09/05/2

011

11/05/2

011

13/05/2

011

15/05/2

011

17/05/2

011

19/05/2

011

21/05/2

011

23/05/2

011

25/05/2

011

27/05/2

011

29/05/2

011

31/05/2

011

Inyección

AASS

Figura 117: Inyecciones de GN en el almacenamiento subterráneo para Mayo 2011

Costes logísticos y penalizaciones asociadas

En las siguientes tablas (Figura 118) se muestra un resumen de todos los costes

logísticos asociados a las operaciones realizadas en el sistema durante el periodo de

estudio y las penalizaciones incurridas en el mismo. La suma de todos los costes

incurridos debido a los peajes y cánones y las penalizaciones asociadas a las reglas

de balance da un total de 71.244.691,08 €.

Se puede observar como el mayor peso dentro del total lo tienen los peajes y

cánones siendo los más importantes el peaje de transporte y distribución y los peajes

de regasificación.

El balance construido en este caso práctico se ha intentado optimizar

manualmente de manera que las penalizaciones fueran las mínimas y es por este

motivo que éstas no son muy grandes. Sin embargo, en el día a día de la actividad de


_____________________________________________________________________

las comercializadoras las penalizaciones pueden suponer un gran porcentaje de los

costes totales y una mala gestión logística puede implicar grandes pérdidas

monetarias.

Peaje regasificación Peaje carga cisternas GNL Peaje descarga buques Canon almacenamiento GNL

REG-BIL 564.520,9886 0,0000 70.593 0,1622

REG-HUE 891.611,8334 44.117,4933 183.039 0,4379

REG-CART 444.580,8866 24.354,4533 121.779 0,0000

REG-MUG 235.108,4477 0,0000 40.397 0,6526

REG-SAG 376.781,4679 12.376,8533 129.039 0,0029

REG-BCN 815.367,6445 10.686,4800 84.078 0,0000

Canon inyección AASS Peaje Transporte-Distribución

239.263,9446 65.559.637,3069

Exceso GNL para

penalizaciones (kWh)

REG-BIL 5.611.714,90

REG-HUE 15.148.084,33

REG-CART 0,00

REG-MUG 22.498.469,97

REG-SAG 99.487,93

REG-BCN 0,00

Penalizaciones

PLANTAS - Regla 3.6.1. 3.140.384,7490

AOC - Regla 0,5 días 3,2282

TOTAL 3.140.387,9772

COSTES LOGÍSTICOS TOTALES 71.244.691,0883 €

Figura 118: Costes logísticos y penalizaciones en las infraestructuras del sistema en Mayo 2011

Queda reflejado tras la realización de este caso práctico la importancia de las

operaciones logísticas en una comercializadora y el gran peso económico que éstas

tienen. Por tanto, la máxima optimización de éstas y de la gestión logística puede


_____________________________________________________________________

suponer grandes reducciones de los costes totales de dichas empresas y de hecho es

lo que se va a comprobar en el tercer caso práctico mediante la optimización del

balance.

4.4.5. Optimización del balance con la utilización de un software

Una vez optimizado el balance manualmente, se va a proceder a su optimización

mediante un software específico de optimización. Para ello se ha utilizado el

programa de lenguaje algebraico de modelado GAMS (General Algebraic Modelling

System). Este programa es un sistema de modelado de alto nivel para programación

matemática y optimización. GAMS está diseñado para modelar aplicaciones

complejas y a gran escala y permite construir modelos sostenibles que se adapten

rápidamente a nuevas situaciones. Por las ventajas que tiene este sistema de

modelado para la resolución de problemas de optimización se ha escogido dicho

programa para la realización del presente caso práctico.

El algoritmo de optimización en este caso es un algoritmo de programación

matemática lineal (basado en el método simplex) que proporciona tanto las variables

de operación que minimizan el coste logístico como los costes marginales de aquellas

restricciones activas en la solución proporcionada (p.e. capacidad cuya ampliación

proporcionaría una reducción de coste asociado por unidad de ampliación de

capacidad).

Los elementos utilizados serán los mismos que se definieron en el caso práctico

anterior y los parámetros, variables y restricciones del problema los que se

definieron al describir el problema anteriormente. En particular, se han añadido las

siguientes restricciones para minimizar al máximo las penalizaciones incurridas en el

periodo de estudio:

Las capacidades máximas de regasificación de las plantas se considerarán

el 105% de la capacidad contratada con el objetivo de optimizar el término

fijo del coste de regasificación.


_____________________________________________________________________

El promedio del stock de GNL agregado en las plantas debe ser menor que

8 de modo que se cumpla la regla de balance del 3.6.1. y no haya exceso de

stock en las plantas. Este hecho hace que el canon de almacenamiento de

GNL en las plantas sea nulo.

La inyección total de gas en los almacenamientos subterráneos debe ser

mayor o igual a 300.000.000 kWh.

Como la capacidad de transporte se ha considerado la misma que la capacidad de

regasificación, el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y

distribución quedará optimizado asimismo al mantenerse la cantidad de gas que

entra en la red de transporte por debajo del 105% de lo contratado. De esta manera,

los costes que se optimizarán en el problema son la componente variable de los

costes quedando el fijo optimizado al introducir dichos límites máximos y mínimos.

Por tanto, los costes que se van a optimizar son los que se muestran a

continuación aunque para que la resolución del problema sea correcto se van a tener

en cuenta tanto el término fijo como el variable de los mismos:

Término variable del peaje de regasificación de las plantas (Tv=0,0103

cent/kWh)

Término variable del peaje de almacenamiento subterráneo (Tv=0,0244

cent/kWh)

Penalizaciones por exceso de stock en el AOC (término variable por exceso

de stock, Tv=0,002576 cent/kWh)

El resto de peajes y cánones se consideran secundarios en cuanto a la

optimización del balance ya que no dependen directamente de la comercializadora

como es el caso del canon de carga de cisternas ya que las plantas satélite se

abastecen a través de las plantas de regasificación y el momento de carga de la

cisterna o la cantidad cargada es una variable que depende de dicha planta satélite y

por tanto no es optimizable.


_____________________________________________________________________

Asimismo, el peaje de transporte y distribución no es fácil de optimizar puesto

que depende de la demanda de gas, del número de clientes que tenga la

comercializadora y de la presión a la que se les suministre dicho gas. Sin embargo, al

quedar optimizada la regasificación y la cantidad de gas que se importa a través de

las conexiones internacionales, quedará también optimizada las entradas de gas en la

red de transporte y como consecuencia también este peaje.

Una vez explicadas las consideraciones que se han realizado a la hora de llevar a

cabo este problema de optimización, se pasa a mostrar los resultados obtenidos.

A continuación se muestran las gráficas de la programación de la regasificación y

el stock de GNL en las plantas de regasificación a lo largo del periodo de estudio,

Mayo 2011. En ellas se observa como la regasificación tiende a tener un perfil plano y

solamente en algunos días del periodo tiene algún valle como consecuencia de una

bajada de la demanda. Si se comparan los días de baja demanda con los valles de

regasificación, se observa que coinciden dichos días por lo que queda justificada esta

solución del programa.

Asimismo, las gráficas de stock siguen teniendo forma de sierra como se

demostró en el caso práctico anterior produciéndome los picos de stock con la

llegada de los buques de GNL a las plantas. Se observa como el stock de gas al final

del mes tiene un valor prácticamente nulo ya que se espera recibir buques de GNL al

principio del próximo mes, de la misma manera que se recibieron buques al inicio

del periodo de estudio.


_____________________________________________________________________

0,00

5.000.000,00

10.000.000,00

15.000.000,00

20.000.000,00

25.000.000,00

30.000.000,00

35.000.000,00

40.000.000,00

45.000.000,00

50.000.000,00

P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31

Huelva

Figura 119: Regasificaciones en la planta de regasificación de Huelva

0,00

100.000.000,00

200.000.000,00

300.000.000,00

400.000.000,00

500.000.000,00

600.000.000,00

700.000.000,00


Huelva

Figura 120: Stock de GNL en la planta de regasificación de Huelva

0,00

2.000.000,00

4.000.000,00

6.000.000,00

8.000.000,00

10.000.000,00

12.000.000,00

14.000.000,00

16.000.000,00

18.000.000,00

20.000.000,00


Sagunto

Figura 121: Regasificaciones en la planta de regasificación de Sagunto


_____________________________________________________________________

0,00

50.000.000,00

100.000.000,00

150.000.000,00

200.000.000,00

250.000.000,00

300.000.000,00

350.000.000,00

400.000.000,00


Sagunto

Figura 122: Stock de GNL en la planta de regasificación de Sagunto

0,00

1.000.000,00

2.000.000,00

3.000.000,00

4.000.000,00

5.000.000,00

6.000.000,00

7.000.000,00

8.000.000,00

9.000.000,00

10.000.000,00


Mugardos

Figura 123: Regasificaciones en la planta de regasificación de Mugardos

0,00

20.000.000,00

40.000.000,00

60.000.000,00

80.000.000,00

100.000.000,00

120.000.000,00

140.000.000,00

160.000.000,00


Mugardos

Figura 124: Stock de GNL en la planta de regasificación Mugardos


_____________________________________________________________________

0,00

2.000.000,00

4.000.000,00

6.000.000,00

8.000.000,00

10.000.000,00

12.000.000,00

14.000.000,00

16.000.000,00

18.000.000,00

20.000.000,00

22.000.000,00

24.000.000,00


Barcelona

Figura 125: Regasificaciones en la planta de regasificación de Barcelona

0,00

100.000.000,00

200.000.000,00

300.000.000,00

400.000.000,00

500.000.000,00

600.000.000,00


Barcelona

Figura 126: Stock de GNL en la planta de regasificación de Barcelona

0,00

5.000.000,00

10.000.000,00

15.000.000,00

20.000.000,00

25.000.000,00

30.000.000,00


Bilbao

Figura 127: Regasificaciones en la planta de regasificación de Bilbao


_____________________________________________________________________

0,00

100.000.000,00

200.000.000,00

300.000.000,00

400.000.000,00

500.000.000,00

600.000.000,00

700.000.000,00

800.000.000,00


Bilbao

Figura 128: Stock de GNL en la planta de regasificación de Bilbao

0,00

2.000.000,00

4.000.000,00

6.000.000,00

8.000.000,00

10.000.000,00

12.000.000,00


Cartagena

Figura 129: Regasificaciones en la planta de regasificación de Sagunto

0,00

50.000.000,00

100.000.000,00

150.000.000,00

200.000.000,00

250.000.000,00


Cartagena

Figura 130: Stock de GNL en la planta de regasificación de Sagunto


_____________________________________________________________________

En la Figura 131 se muestra la programación de inyección en el almacenamiento

subterráneo donde se observa como la inyección tiende a ser plana excepto en los

días donde la demanda es alta y por tanto la regasificación también. En estos días, la

inyección es nula ya que no se tiene gas suficiente para inyectar en los AASS.

12.181.700

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15 P16P17P18P19P20P21P22 P23P24P25P26P27P28 P29P30P31

AASS

Figura 131: Inyección de gas en el almacenamiento subterráneo

A continuación se muestra la gráfica con las importaciones de gas a través de las

conexiones internacionales donde se ve claramente como la importación tiene un

perfil plano y siempre por el valor máximo contratado.

2000000

4000000

13000000

39700000

15700000

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

35000000

40000000

45000000


Tuy

Badajoz

Larrau

Tarifa

Almeria

Figura 132: Importaciones de gas a través de las conexiones internacionales

Por último, se muestra la evolución del stock de GN en el AOC donde se ve que el

programa ha optimizado la solución para que las penalizaciones por exceso de gas


_____________________________________________________________________

en el mismo sean nulas y que se tenga todos los días un stock inferior a cero días de

la capacidad de transporte contratada a excepción de un sólo día del periodo, el día

2, donde se supera dicho valor. Asimismo, se observa que el stock en el AOC al final

del periodo es nulo puesto que el gas ya se encuentra en el AOC habiendo sido

regasificado previamente. Así, el coste para ese día nulo, y por tanto se utiliza para

suministrar la demanda o inyectarlo en el almacenamiento subterráneo.

111500000

0,00

20.000.000,00

40.000.000,00

60.000.000,00

80.000.000,00

100.000.000,00

120.000.000,00

140.000.000,00

160.000.000,00


AOC

Capacidad

máxima

Figura 133: Stock de GN en el AOC

En la Figura 134 se muestran los valores de los costes logísticos que se han

optimizado: el peaje de regasificación, el canon de almacenamiento subterráneo y las

penalizaciones. Se comprueba como efectivamente el total de estos costes es menor

que el que resultaba de la optimización manual (3.569.250 €).

La optimización de los costes realizada mediante el software de optimización

supone un ahorro de un 25% respecto a los costes (regasificación, almacenamiento

de GNL, AASS y penalizaciones) de la optimización manual.

Peaje de regasificación 2.483.171,30

Canon de AASS 213.431,36

COSTES LOGÍSTICOS

TOTALES2.696.602,65

Figura 134: Costes logísticos optimizados


_____________________________________________________________________

En el Anexo IV se muestra el código del programa y los resultados obtenidos.

Tras la realización de este caso práctico y tras observar la solución propuesta por

el programa se pueden derivar las siguientes conclusiones:

El perfil óptimo de regasificación es plano de manera que se optimice el uso

de los contratos. En caso de no poder regasificar plano por cualquier

motivo, la mejor opción será siempre tener un valle en el perfil de

regasificación ya que solamente implica perder cierta capacidad de

regasificación contratada que se está pagando en el peaje. La situación más

desfavorable es siempre regasificar por encima del 105% de la capacidad

contratada ya que por un día en el que se alcance ese límite el importe del

peaje de regasificación es aproximadamente tres veces superior al que le

correspondería.

La aportación de GN a la AOC a través de la conexión internacional es muy

conveniente ya que el peaje de tránsito internacional es nulo y por tanto es

una entrada de gas al sistema más barata que la de regasificación de GNL

en las plantas. Por este motivo, el perfil de importación de gas a través de

las conexiones internacionales que se obtiene de la optimización del balance

es un perfil plano y por el valor máximo contratado.

La inyección de gas en el almacenamiento subterráneo es una obligación

para las comercializadoras ya que tienen que llegar al mes de Octubre con

el 80% de la capacidad contratada. Por este motivo, se inyectará gas en el

mismo siempre que se pueda y además será favorable dicha inyección en

los días de baja demanda como pueden ser los fines de semana. Sin

embargo, los días de alta demanda no se produce ninguna inyección.

Es necesario que el stock del AOC permanezca durante todo el periodo

entre los límites permitidos (siempre por debajo de los 0.5 días de la

capacidad de transporte contratada) de forma que se evite incurrir en

penalizaciones.

RIESGOS ASOCIADOS A LA LOGÍSTICA DEL GAS

Riesgos asociados a la gestión logística del gas 240

_____________________________________________________________________

5. Riesgos asociados a la gestión logística del gas

En el mundo empresarial, uno de los objetivos fundamentales es la obtención de

un beneficio para la empresa y la creación de valor para sus accionistas y dichos

objetivos están siempre expuestos a múltiples riesgos. El riesgo ha existido siempre

en la actividad mercantil y las decisiones empresariales han considerado el riesgo

como un factor clave independientemente de que esta consideración no haya estado

suficientemente sistematizada.

En términos generales por riesgo se entiende el daño potencial que puede surgir

por la probabilidad de ocurrencia de un suceso futuro. Por tanto, el riesgo combina

la probabilidad de que ocurra un evento negativo como el daño que dicho evento

causaría.

En el mundo empresarial, el riesgo se define como la posibilidad de que se

produzca un acontecimiento que puede ocasionar una pérdida (económica) o

quebranto para una entidad en un horizonte temporal dado y con una probabilidad

determinada. De esta manera, las empresas siempre están y estarán expuestas al

riesgo, ya sea por las actividades inherentes a su propio negocio o por sus

necesidades de financiación y es ésta la razón por la que no pueden eludir la

repercusión que los riesgos y sus efectos tienen tanto en sus resultados como en su

valor patrimonial.

De esta manera, el riesgo es asumido en contraprestación de un interés

económico, lo que lleva a pensar que el objetivo fundamental debe ser maximizar el

beneficio minimizando el riesgo asumido. Asimismo, es importante recalcar que el

riesgo en si mismo no es perjudicial para una entidad, puesto que todo riesgo va

asociado a una rentabilidad, es decir, las operaciones que llevan implícito un mayor

riesgo conllevan una mayor rentabilidad potencial y viceversa.

Luego, para cualquier compañía, identificar, medir y gestionar los distintos tipos

de riesgos a los que se ve sometida es una actividad prioritaria de carácter


_____________________________________________________________________

estratégico y para la posterior toma de decisiones de cara a una gestión que posibilite

la adaptación al “apetito al riesgo” de la Alta Dirección.

Tradicionalmente se ha asociado la gestión del riesgo a las entidades financieras y

efectivamente tanto el riesgo financiero como el riesgo de crédito y, más

recientemente el riesgo operacional, son tratados con un alto grado de madurez en

las compañías financieras tanto por las técnicas de medición, control y gestión

aplicadas como por el grado de aplicación del propio concepto en la gestión del

negocio. Asimismo, las compañías no financieras, a pesar de que el uso de técnicas

estadísticas no esté tan extendido, siempre han gestionado numerosos riesgos a los

que están expuestas, si bien con niveles de sofisticación e integración muy distintos

al sector financiero.

En las compañías no financieras y en particular las pertenecientes al sector

energético existen algunas características que pueden afectar al tratamiento del

riesgo y que condicionan las posibilidades y necesidades de la gestión del riesgo:

La importancia de la visión contable. La información contable, al igual que

en otros sectores, constituye normalmente la información de referencia para

inversores y otros terceros de manera que las principales magnitudes para

evaluar una compañía y sus rendimientos siguen siendo las cuentas anuales

contables a pesar de que los análisis de prestamistas y de ciertos analistas

bursátiles especializados tienen un componente económico basado en la

generación de flujo de caja a largo plazo. Asimismo, existe un

distanciamiento mayor entre la realidad económica basada en expectativas

futuras a través de los flujos de caja y la realidad contable basada en el

principio de prudencia que se materializa en el uso general del coste

histórico. Esta importancia del reflejo contable del riesgo exige aún más

adoptar una doble perspectiva económica y contable en el tratamiento y la

interpretación del riesgo.

Los enfoques de resultados frente a los enfoques de valor: el riesgo del

presupuesto. Si bien la naturaleza de las actividades, y de esta manera las


_____________________________________________________________________

inversiones, tienen un claro carácter a largo plazo (las instalaciones eléctricas

o de gas natural suelen tener vidas útiles superiores a 20 años), las empresas

tienen mayor capacidad de gestión y prestan mayor atención a los resultados

o flujos de caja a un año vista y, en menor medida, a los horizontes de los

planes estratégicos de entre 3 y 5 años. Por tanto, la dificultad de realización

de estimaciones a largo plazo en negocios dependientes de gran cantidad de

variables de difícil predicción, contribuye a conceder mayor importancia a las

estimaciones a corto/medio plazo frente al largo plazo necesario para un

enfoque de valor, lo que condiciona en gran medida la forma de afrontar el

riesgo y las metodologías a utilizar. La contemplación del riesgo del

resultado o del flujo de caja del periodo tiende a asociarse con la medición

del riesgo del presupuesto, es decir, del riesgo de desviación del presupuesto.

La intervención regulatoria. La regulación de las actividades hace que

aparezcan factores de riesgo de especial relevancia debido a la dependencia

de los negocios de directrices normativas para asegurar la prestación de un

servicio público o para garantizar la eficiencia en la aplicación de los

monopolios naturales, garantizar el suministro de bienes y servicios

elementales o estratégicos, controlar magnitudes macroeconómicas como la

inflación, proteger recursos estratégicos, etc.

La complejidad y cantidad de factores de riesgo o variables de negocio. Las

compañías energéticas afrontan una alta diversidad de riesgos tanto de

carácter interno como propios del entorno en el que actúan sumándose a los

riesgos regulatorios los riesgos de carácter técnico asociados a los procesos

industriales (por ejemplo riesgos de exploración, desarrollo y producción) o

los riesgos de carácter medioambiental. Estos riesgos tienen muy diferentes

niveles de importancia así como posibilidad de medición y capacidad de

gestión. Por ejemplo, la probabilidad de ocurrencia de un cambio regulatorio

atiende a criterios muy distintos a la capacidad de evaluar la variación de los

tipos de interés. Mientras que en el primer caso contará más el análisis

cualitativo y la intuición de los gestores para plantear los posibles escenarios

deterministas de comportamiento del regulador, en el segundo caso serán de


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útil aplicación las técnicas estocásticas tradicionales de medición de riesgo

surgidas en el entorno financiero. Incluso la evolución tarifaria en un

mercado maduro puede responder a un híbrido de los anteriores si las

fórmulas de retribución son estables y las variables que lo componen son

objetivizables.

La dispersión de la función de gestión de riesgos: falta de integración. La

variedad de los riesgos a los que las empresas están expuestas da lugar a

diferentes áreas de gestión. Los riesgos generalmente están linealmente

“adscritos” a unidades organizativas de la empresa e incluso a áreas

geográficas (áreas, departamentos, direcciones de la organización) por un

criterio de cercanía al riesgo siendo generalmente dichas áreas las que

asumen el riesgo y las responsables de su control y gestión. Este hecho

dificulta la integración y se acentúa por la variedad de las distintas

actividades, quedando por ejemplo el riesgo de tipo de interés adscrito al

área financiera y el riesgo de commodities a las áreas productivas o de trading.

Sin embargo existen riesgos financieros dentro de la actividad de commodities.

Este planteamiento parte de la base de que los que mejor conocen el riesgo

son los que lo tratan de frente en el día a día, sin embargo presenta algunas

deficiencias en cuanto a la consideración del riesgo en su globalidad y en

cuanto a la interrelación (y posible compensación) entre riesgos. En las

organizaciones en las que existe integración vertical, y por tanto posibilidad

de transferencia de los riesgos en la cadena, la visión del riesgo más allá del

área es imprescindible para evitar problemas de gestión incorrecta. Este

aspecto tiene especial relevancia cuando las compañías integradas tienen una

gestión compartida y las decisiones de una compañía son tomadas por dos o

más accionistas con intereses distintos y distinto nivel de compensación del

riesgo en pasos superiores de la cadena.

Los riesgos financieros están inevitablemente asociados a los activos

productivos del negocio. Tradicionalmente los riesgos financieros se han

asociado a los pasivos financieros y a los activos financieros. Los factores de

riesgo de tipo de cambio y tipo de interés están sin embargo asociados a los


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flujos de caja de los activos productivos y de otros pasivos. Los negocios

regulados tienen ingresos dependientes de las tasas de reconocimiento de los

activos (rentabilidades supuestas por el regulador para remunerar la

inversión y el riesgo de la actividad y que fluctúan con los tipos de interés).

Igualmente los tipos de cambio y de interés son variables determinantes de

los flujos de negocio (contratos a largo plazo indexados a la evolución del

dólar o la referencia de compras y ventas a dólares).

Conscientes de la necesidad de gestión del riesgo, las principales compañías se

encuentran involucradas en un proceso de realización de avances notables tanto en

la conceptualización como en la posterior implantación práctica de mecanismos

necesarios para ello. La gestión de riesgos se puede definir como la función de la

organización encargada de establecer el conjunto de mecanismos para medir, vigilar

y controlar su exposición al riesgo y definir el conjunto de políticas y procedimientos

para mitigar y gestionar sus efectos. Sus principales responsabilidades son la

identificación de los riesgos (¿cuántos riesgos se pueden asumir?, ¿de qué tipo deben

ser?), la medición de éstos, el establecimiento de límites y políticas de actuación y,

finalmente, el control y reporting de los mismos. En épocas de mayor inestabilidad,

volatilidad o incertidumbre, como las actuales, estas políticas se hacen aún más

necesarias.

Un proceso integral de gestión de riesgos permite a la entidad:

Gestionar la previsibilidad de los resultados del negocio.

Proteger el resultado ante acontecimientos indeseados o materialización de

los riesgos existentes.

Posibilitar el apalancamiento frente a eventos positivos, mejorando los

resultados al aprovechar oportunidades.

Reducir costes y gestionar los recursos para conseguir rentabilidades

ajustadas a los riesgos asumidos.


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A continuación se definen las principales categorías de riesgos que se pueden

distinguir actualmente13:

Riesgo de mercado: riesgo derivado de los movimientos adversos de las

variables de mercado (tipos de interés, tipos de cambio, precios de activos

financieros, precios de commodities, etc.).

Riesgo de crédito: riesgo de pérdida económica debida al incumplimiento,

por parte de la contraparte de los pagos debidos a la entidad, es decir,

consiste en la posibilidad de que un cliente no haga frente sus compromisos

de pago.

Riesgo legal o regulatorio: el riesgo derivado de un posible cambio en la

regulación que altere la operativa de negocio, o ponga en peligro la

viabilidad del negocio bajo la operativa actual. También puede surgir como

consecuencia del posible no cumplimiento de la contraprestación de los

contratos o acuerdos firmados entre las partes.

Riesgo operacional: riesgo de pérdidas como consecuencia de inadecuados

procesos internos, personal o sistemas, o fallos en los mismos.

Riesgo de liquidez:

o De mercado: riesgo derivado de no ser capaz de deshacer una

posición en el mercado en el horizonte temporal deseado sin influir

sensiblemente en su precio.

o De financiación (o de flujos de caja): incapacidad de satisfacer las

obligaciones de pago por incapacidad de acceder a fuentes de

financiación.

o De liquidación o entrega: riesgo de no recibir a la fecha los activos

adeudados por una contrapartida.

Riesgo reputacional: riesgo de que alguna acción de la compañía o de los

empleados cree una percepción negativa en el mercado.

13 Las categorías descritas están alineadas con las definidas por el Comité de Basilea para las entidades financieras. El

comité de Basilea es un órgano creado en 1975 por los presidente de los Bancos Centrales de las 10 principales

potencias del mundo, para la creación de un estándar internacional que sirva de referencia a los reguladores bancarios,

con el objeto de establecer los requerimientos de capital necesarios, para asegurar la protección de las entidades frente

a los riesgos financieros y operativos.


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En los próximos epígrafes, se describirán las distintas tipologías de riesgos a los

cuales se encuentra expuesta cualquier entidad, centrándose principalmente en los

riesgos a los que se encuentran expuestas las comercializadoras de gas natural, a

saber, riesgo regulatorio y legal, riesgo operacional y riesgo de mercado.

5.1. Riesgo regulatorio y legal

El riesgo regulatorio resulta de la posibilidad de que se produzcan alteraciones

imprevistas del marco regulatorio que afecten a la capacidad de generar ingresos de

flujo de caja de las compañías.

El riesgo legal aparece cuando una modificación legal afecta, de manera

significativa, a los términos establecidos originalmente en un contrato firmado, o,

cuando una de las partes responsables en un acuerdo no tiene la autoridad legal

necesaria para llevar a cabo una determinada transacción económica. Asimismo,

puede derivar de la existencia de alguna laguna legal, de una inadecuada

documentación, de una falta de jurisprudencia al respecto, o de la violación del

contrato. Este tipo de riesgo incluye, además, discrepancias sobre los términos y

condiciones de los contratos y posibles multas y sanciones impuestas por las

autoridades regulatorias.

Actualmente, se opera bajo un marco regulatorio muy estricto y el constante

escrutinio de reguladores, inversionistas y clientes. De esta manera, las autoridades

tienen la capacidad suficiente para regular las actividades de negocio de una

empresa o país, teniendo el poder de suspender o revocar licencias, restringir

actividades de negocio, imponer órdenes, multas o sanciones administrativas y

económicas, o bien alguna otra decisión que pueda dañar los resultados de

operaciones y las condiciones financieras de las entidades. Es ésta la razón por la que

dichas entidades buscan minimizar el riesgo legal y las posibles pérdidas

ocasionadas como consecuencia preparando y capacitando a los directivos y

empleados y aumentando el número de controles y su exigencia sobre las prácticas

de negocios y el comportamiento de quien los va a llevar a cabo, además de


_____________________________________________________________________

involucrando al Departamento Legal y adoptando las políticas, procedimientos y

medidas para asegurar el cumplimiento de la documentación legal requerida.

Unido a lo descrito anteriormente, hay que destacar el continuo aumento de la

actividad internacional de las empresas lo que puede acarrear posibles riesgos

legales como consecuencia de la dificultad de concordar la legislación vigente en los

diferentes países. Debido a que dichas legislaciones y normativas han variado

mucho en los últimos años, las operaciones de muchas empresas se han visto

impactadas constituyendo en muchos casos grandes pérdidas económicas.

El sector energético, al ser un sector altamente regulado, cualquier cambio en la

regulación puede afectar a la cuenta de resultados de la compañía. De esta manera,

considerar la probabilidad de que se cambie el marco regulatorio es importante para

poder proyectar futuros escenario y con ellos la elaboración de planes estratégicos.

Claros ejemplos de riesgo regulatorio se han producido a lo largo de los últimos

años como consecuencia de la inestabilidad jurídica, las lagunas legales o la falta de

transparencia en algunas legislaciones de determinados países. Los países

iberoamericanos son un claro ejemplo este tipo de países y como resultado de sus

legislaciones los intereses de las empresas españolas implantadas allí se han visto

perjudicados considerablemente.

Uno de los casos más conocidos fue el protagonizado por Repsol YPF en el 2006

cuando anunció que perdía el 25% de sus reservas mundiales, de un día para otro,

debido al cambio del marco regulatorio en Bolivia y Venezuela. En Bolivia, se creó el

Impuesto Complementario a los Hidrocarburos (ICH), del 32%, con la finalidad de

llevar la combinación de impuestos y beneficios al 50%, medida que, según las

empresas, no hacía posible la explotación de los pozos más pequeños. Además, en

Venezuela se aprobó una ley que obligaba a las empresas a crear sociedades mixtas

con la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA), lo que también afectó los

balances de la firma hispano-argentina.


_____________________________________________________________________

Otro ejemplo de este tipo de riesgo es el caso de Gassi Touil, en el que Repsol y

Gas Natural acordaron con el gobierno de Argelia, la explotación, distribución y

comercialización de un yacimiento de gas que se encontraba en dicho país. Debido a

unos retrasos en los plazos, el gobierno argelino puso el caso en manos de los

tribunales internacionales de Ginebra a pesar de que en el contrato no figuraban los

retrasos como causa de rescisión.

5.2. Riesgo operacional

Se define como el riesgo debido a pérdidas directas o indirectas resultantes de

procesos inadecuados o fallidos, de personal, de sistemas, o como resultado de

acontecimientos externos. Esta definición incluye el riesgo legal (jurídico), pero

excluye el riesgo estratégico y el riesgo reputacional.

Hasta hace muy poco tiempo, la gestión del riesgo operacional carecía de

importancia para las organizaciones y no tenía ningún tipo de relevancia desde el

punto de vista normativo, pero como consecuencia de las importantes pérdidas que

muchas entidades han sufrido recientemente en sus distintas líneas de negocio

debido a fallos operacionales las empresas han empezado a concienciarse de su

importancia para garantizar el éxito de sus operaciones y de este modo han

empezado a aparecer nuevos conceptos sobre la gestión del riesgo operacional.

A continuación se muestran los posibles fallos operacionales provocados por

diversas causas que, en el caso de materializarse, ocasionarían pérdidas notables

para la entidad.


_____________________________________________________________________

Figura 135: Origen, consecuencias y gestión del riesgo operacional

La mayoría de estos riesgos no son provocados por fallos puramente técnicos

sino que la mayoría de las pérdidas por riesgo operacional están causadas por un

mal uso de la tecnología o por un error humano.

Por lo tanto, se puede decir que el riesgo operacional es inherente de cualquier

operación realizada por una empresa puesto que es una consecuencia directa de la

realización de cualquier actividad de negocio.

De esta manera, este tipo de riesgo tiene una enorme importancia en las

empresas energéticas debido a la naturaleza de sus actividades de negocio que

suelen incluir un mayor número de factores de riesgo operacional como puede ser

los posibles riesgos medioambientales (por ejemplo, posible fuga de gas natural de

un gasoducto o posible hundimiento de un buque metanero por un temporal

marítimo).

A diferencia de otros tipos de riesgos, las fuentes de riesgo operacional no son

fáciles de identificar y, más importante debido a su gravedad, el “tamaño” de su

riesgo es difícil de medir. Sin embargo, a pesar de que no existe ningún método

normalizado que facilite la gestión del riesgo operacional, las corporaciones deben

ser capaces de estimar de forma razonable las pérdidas inesperadas.


_____________________________________________________________________

De esta manera, el objetivo principal de la empresa en su administración deberá

ser identificar, registrar, dar seguimiento, prevenir y mitigar de manera efectiva los

riesgos operacionales, así como tomar responsabilidad de los propios riesgos

operativos dentro de cada área de negocio individual y cada nivel de dirección,

proporcionar recursos adecuados e implementar procedimientos para su

administración, medición y manejo de manera que se asegure la continuidad del

negocio incluso en casos de eventos extremos como catástrofes. Para ello la entidad

deberá contar con un proceso de medición transparente, bien documentado y

comprobable que permita determinar los elementos fundamentales dentro de su

sistema general de medición del riesgo operacional. Las buenas prácticas de gestión

del riesgo operacional recomiendan que la compañía cuente con un proceso de

auditoria interna que revise el marco de gestión del riesgo operacional con el fin de

dar validez al modelo.

El riesgo operacional permanece como uno de los riesgos más difusos, aunque

no por eso el menos relevante. Las pérdidas económicas que pueden ocasionar la

falta de medición y control del riesgo operacional son muy importantes pudiendo

incluso resultar en la quiebra de la institución, independientemente de su tamaño o

reputación. A continuación se van a describir algunos casos representativos donde el

riesgo operacional ha traído consecuencias importantes.

Caso BP, abril de 2010. Explosión en la plataforma Deepwater Horizon y

posterior hundimiento de la misma, propiedad de la empresa suiza

Transocean y operada por la petrolera BP, que ocasionó la muerte de once

trabajadores y el vertido al mar de 750 millones de litros de crudo,

considerándose éste el mayor derrame de crudo de la historia. BP ha

valorado el coste del vertido en más de 39.000 millones de dólares,

convirtiéndose en el accidente más caro de la historia y provocando

inmensas pérdidas para dicha empresa.

Caso Prestige, barco monocasco cargado con 77.000 toneladas de fuel se

hundió en 2002 y generó una marea negra que acabó siendo uno de los


_____________________________________________________________________

cuatro accidentes más caros de la historia de la humanidad con 12.000

millones de dólares.

El caso de Parmalat, el octavo grupo industrial más grande de Italia

Parmalat SpA, conocida empresa europea de productos lácteos, cayó en

bancarrota a finales del 2003 debido a un fraude millonario, donde sale a

relucir la falta de controles de contabilidad empresarial. El escándalo

involucró la falsificación de documentos contables, movimientos de

fondos fraudulentos y créditos ficticios, para aparentar en el mercado

supuestas buenas calificaciones financieras, y de esta manera conseguir

dinero de inversionistas a través de la emisión de obligaciones

negociables en el mercado de valores. El desastre afectó directamente a

más de 115.000 inversores además de poner en riesgo los 37.000

trabajadores de la empresa. Con un hueco fiscal de más de 14 billones de

euros, el caso Parmalat es considerado hasta la fecha como la mayor

bancarrota empresarial en Europa.

Caso Sumitomo Bank, junio de 1996. Un trader de cobre no declara en el

mercado de metales de Londres durante 3 años unas perdidas de 2,6

billones de dólares. Fue condenado a prisión y la empresa quedó

seriamente dañada.

Apagón en Barcelona, julio de 2007. Una serie de incidencias en el

tendido eléctrico de la cuidad dejaron sin abastecimiento a más de

350.000 personas durante más de 12 horas provocando grandes pérdidas

a comerciantes y hosteleros de la zona. Este apagón supuso unas pérdidas

totales de 62 millones de euros. Endesa y REE se culpan mutuamente del

fallo.


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5.3. Riesgo de mercado

El riesgo de mercado se define como el riesgo de posibles pérdidas al que se haya

expuesta una entidad como consecuencia de movimientos adversos en las variables

de mercado.

Los mercados financieros están continuamente sujetos a fluctuaciones en sus

precios (acciones, commodities, derivados, etc.), tipos de interés y tipos de cambio que

en muchos casos se traducen en pérdidas de valor inesperadas en las posiciones en

los diferentes activos. La característica fundamental de los mercados es la

incertidumbre (como sinónimo de riesgo) siendo así una de las principales

preocupaciones de todos los agentes participantes en los mercados financieros la

medición y, en su caso, limitación del riesgo.

En los últimos años se han producido grandes avances en el desarrollo de

sofisticados modelos de medición de riesgo pero estos modelos tienen limitaciones y

especialmente cuando se trata de la gestión del riesgo de productos financieros

complejos. Por tanto, existe una extensa línea de investigación en la búsqueda

mecanismos de medición y control de riesgos de manera que se pueda dar solución

al problema que la continua innovación financiera ocasiona en la medición de los

riesgos. De este modo, las entidades financieras y los organismos reguladores hacen

cada vez mayor hincapié en la búsqueda de técnicas de medición y control de

riesgos que sean capaces de dar cobertura a la mayoría de situaciones con las que se

enfrentan en el día a día. Sin embargo, esta búsqueda no es fácil ya que los

productos son muy heterogéneos y cada vez más sofisticados y las situaciones

cambian continuamente.

Esta misma preocupación está presente en el resto de sectores empresariales y en

particular en el sector energético. El resultado de las empresas eléctricas depende de

los precios de los combustibles y la electricidad y el sector del petróleo y del gas

natural depende de la fluctuación de los precios del crudo y el gas; y todas ellas,

debido a las fuertes inversiones en el extranjero y las necesidades de financiación,

están expuestas a las variaciones de los tipos de cambio y de los tipos de interés.


_____________________________________________________________________

Existen diversos tipos de riesgo de mercado:

Riesgo de precio: el principal riesgo de mercado es la variación de los

precios de los subyacentes (factores de riesgo) a los que una entidad está

expuesta (tipos de interés, tipos de cambio, renta variable y commodities).

Riesgo de volatilidad: definido como la exposición de los resultados a

cambios adversos en la volatilidad de los factores de riesgo. Incide

prácticamente sólo en el valor de las opciones14.

Riesgo de correlación: Se define como la exposición de los resultados a

cambios en la relación lineal que existe entre factores de riesgo

(correlación), ya sean del mismo tipo (por ejemplo, entre dos tipos de

cambio) o de distinta naturaleza (por ejemplo, entre un tipo de cambio y el

precio de una materia prima, como el $ y el Brent). A pesar de que se

puede considerar el riesgo de correlación como un riesgo en sí mismo, su

medición normalmente se realiza de forma implícita al medir el riesgo de

precio o volatilidad de los distintos factores de mercado involucrados.

Riesgo de liquidez de mercado: Es debido a la posible incapacidad de las

empresas de deshacer una posición tomada en los mercados en un

horizonte temporal deseado. A pesar de que una empresa sea capaz de

medir el riesgo de mercado y detectar un serio peligro de obtener un

resultado negativo como consecuencia de la variación del precio (o de la

volatilidad, o del precio de algún factor de riesgo con el que se guarde una

alta correlación), debe ser capaz de gestionarlo. Una de las posibles

soluciones es deshacer las posiciones que se tienen tomadas en el activo

que genera riesgo. Ahora bien, el mercado no siempre ofrece esta opción,

y precisamente es éste el concepto de riesgo de liquidez.

Atendiendo a la naturaleza de las variables de mercado, se pueden distinguir los

siguientes riesgos de mercado:

14 Instrumentos utilizados para la gestión de riesgos, que para la formación de su precio incluyen como variable la

volatilidad de determinados índices o subyacentes


_____________________________________________________________________

5.3.1. Riesgo de tipo de cambio

El riesgo de tipo de cambio es el riesgo de incurrir en pérdidas como

consecuencia del movimiento de los tipos de cambio pudiéndose manifestar como

incertidumbre en los flujos de caja, por la conversión de dichos flujos de la moneda a

la que están definidos (p.e. USD) a la moneda en la que opera la empresa (p.e. EUR),

o como incertidumbre en el valor de sus activos y pasivos.

Si se supone una empresa del sector energético español que tiene como divisa

base de presentación de sus cuentas al euro aunque a efectos de gestión pueda llegar

a considerar muchas de sus actividades como dolarizadas, el origen del riesgo de

tipo de cambio se debe fundamentalmente a:

La cotización mayoritaria de los subyacentes energéticos en dólares. De

esta manera, operaciones que se paguen en euros pero estén indexadas a

productos que coticen en dólares estarán expuestas a riesgo de tipo de

cambio.

Las importaciones de materias primas (como por ejemplo gas natural)

indexadas al dólar frente a ventas a las comercializadoras en euros o

monedas locales tendrán un riesgo de tipo de cambio.

La utilización de divisa dólar como variable de formación de precio de

contratos, fundamentalmente de gas natural o crudo a largo plazo.

La denominación de contratos financieros y comerciales en divisa distinta

al euro (generalmente dólar).

La inversión y operación en el extranjero (costes de la actividad) suelen

estar denominados en dólares o en monedas locales.

Exposición a la compra de materias primas que cotizan en divisas

distintas al euro.

Venta de productos en países extranjeros pagados en la divisa del país

donde se vende.


_____________________________________________________________________

Dada la naturaleza del negocio de oil & gas, existen activos ubicados en

países cuya divisa contable es moneda local, a diferencia que la matriz,

que si está situada en Europa tendrá como divisa base el euro.

Adicionalmente, hay que tener en cuenta la posible compensación de este riesgo

debido a la existencia de operaciones con sentido contrario ya que si tanto las

compras como las ventas (o las posiciones deudoras y las posiciones inversoras)

están afectadas por el mismo riesgo, pueden compensarse. Por tanto, la inclusión en

la medición del riesgo del signo de las operaciones y su medición conjunta permitiría

capturar efectos de compensación desde el punto de vista económico y desde el

punto de vista contable.

5.3.2. Riesgo de tipo de interés

El riesgo de tipo de interés se debe a variaciones de los flujos de caja o del valor

de las operaciones como consecuencia de movimientos en los tipos de interés

pudiendo afectar de forma adversa dichas variaciones en los tipos de interés a la

posición financiera o al resultado financiero de la entidad.

De manera análoga al riesgo de tipo de cambio, el riesgo de tipo de interés se

puede manifestar en:

Incertidumbre a los flujos de caja y resultados financieros, por ejemplo, por

los intereses que se pagan por las deudas contraídas a tipo variable.

Incertidumbre al valor de los activos y pasivos financieros por descontar

flujos de caja futuros (valor neto presente) con las curvas de tipo de interés

que les corresponda.

Dentro de este tipo de riesgo se puede distinguir:

o Movimientos paralelos: sensibilidad de los resultados ante movimientos

paralelos en la curva de tipos (iguales para todos los plazos).


_____________________________________________________________________

o Cambio en la pendiente: definido como la sensibilidad de los resultados

ante cambios en la pendiente o en la forma de la curva (distintos en cada

plazo).

Un ejemplo de este tipo de riesgo, es la contratación de un préstamo indexado a

EURIBOR15. Este tipo de préstamo, al estar contratado en base al EURIBOR, tiene

una tasa variable por lo que tiene un riesgo de tipo de interés que dependerá de las

fluctuaciones de la curva EURIBOR. De este modo, si el EURIBOR sube de valor, el

consumidor deberá pagar más intereses por el préstamo contratado y por tanto su

coste de financiación aumentará, mientras que si éste baja, los intereses descenderán

y su coste de financiación también.

5.3.3. Riesgo de acciones

Es el riesgo de incurrir en pérdidas por variaciones del precio de las acciones que

se debe a movimientos adversos de dichos precios de mercado de las equities.

Este riesgo afecta mayoritariamente a empresas que realicen operaciones de

compra y venta de acciones con fines especulativos como es el caso de los bancos de

inversión o las bancas privadas orientadas a la gestión de patrimonios. Sin embrago,

en las corporaciones industriales, las carteras de inversión en acciones tienen

carácter permanente y suelen ser muy pequeñas, por lo que no representan un alto

porcentaje dentro del origen de riesgo de mercado.

Dentro de este riesgo, se podría distinguir dos tipos de riesgo:

Riesgo genérico: debido a movimientos adversos del índice de referencia

(p.e. IBEX 35).

Riesgo específico: debido a movimientos específicos del precio del

subyacente, es decir, de la acción (p.e. Gas Natural Fenosa).

15 Las siglas EURIBOR corresponden con European Interbank Offered Rate, es decir, tipo europeo de oferta

interbancaria. El EURIBOR es un índice de referencia publicado diariamente que indica el tipo de interés promedio al

que las entidades financieras se prestan dinero en el mercado interbancario del euro.


_____________________________________________________________________

5.3.4. Riesgo de commodity

El riesgo de commodities es el riesgo derivado de la variación en el tiempo de los

precios de las materias primas, indexadas a precios del NYMEX, ICE o al precio del

pool español, por ejemplo. Este tipo de riesgo consiste por tanto en el riesgo de

incurrir en pérdidas como consecuencia del movimiento de los precios de las

commodities16.

Este riesgo es el inherente de los compromisos comerciales en empresas

energéticas de los sectores eléctrico y oil & gas ya que estos compromisos (compras y

ventas de dichos productos) forman su precio en base a las cotizaciones de mercado

de commodities. Por tanto, variaciones al alza de los precios de mercado de las

commodities que afecten a un contrato de compra supondrán un aumento de las

cantidades que la empresa compradora tenga que pagar.

Es por esto que debido a la actividad de negocio de las empresas energéticas,

basada fundamentalmente en la compra-venta de dichos productos, este riesgo de

mercado afecta considerablemente a las mismas y por tanto una posible variación en

sus precios puede tener un fuerte impacto en sus cuentas de resultado. Asimismo, el

valor de los contratos depende casi exclusivamente de las cotizaciones de mercado

de determinados subyacentes (p.e. cotizaciones del Brent para el crudo, del Henry

Hub para el gas, etc.) como por ejemplo los contratos de aprovisionamiento a medio

plazo o los contratos de venta de gas natural o productos refinados.

Como consecuencia, el tratamiento del riesgo de mercado por parte de las

comercializadoras de gas natural asociado a los contratos de compra-venta del gas,

indexados a una cotización de mercado o marcador, está siendo cada vez más

importante.

Estos marcadores pueden ser de dos tipos:

16 Ejemplos de commodities son el oro, el gas, el petróleo, la electricidad, los derechos de emisión de CO2, etc.


_____________________________________________________________________

Productos del mercado de futuros.

Precios spot de otros productos relacionados con la materia prima que se

negocie o precios de un producto que necesite la materia prima en su

proceso productivo.

Los marcadores o índices de referencia más utilizados en Europa en los contratos

a corto y largo plazo de gas son:

Henry Hub: Es el punto de fijación del precio para los contratos de futuros

comerciados en el New York Mercantile Exchange (NYMEX) en Estados

Unidos. Es un punto real en el sistema de gasoductos de gas en Erath en

Louisina. Los precios spot y de futuros indexados al Henry Hub suelen

estar dados en $/MMBtu (millones de British Thermal Units) y es el

principal precio de referencia en el mercado de gas natural

norteamericano.

National Balancing Point (NBP): es el punto de balance virtual para la

compra y venta de gas natural en Reino Unido, considerándose el punto

de entrega y fijación de precios para los contratos de futuros de gas

natural del ICE (Intercontinental Exchange). Es el mismo concepto que el

Henry Hub en EEUU pero mientras que éste último es un punto físico real

en el sistema, el NBP no lo es. El gas indexado a NBP se comercializa en

pence/therm.

Zeebrugge Hub: Es el punto de trading del gas natural en Bélgica y está

conectado con el National Balacing Point a través del Interconnector.

Estos marcadores son factores de riesgo para las comercializadoras de gas natural

su cotización varía diariamente. Estas fluctuaciones generan un riesgo para estas

compañías debido a las variaciones de valor que sufren los inventarios y los

contratos de aprovisionamiento y venta. Por este motivo, es fundamental intuir

cómo variarán los marcadores para la correcta negociación de los contratos ya que,

como se ha mencionado, estas empresas se ven muy afectadas por la fluctuación de

los factores de riesgo a corto plazo y largo plazo.


_____________________________________________________________________

Por tanto, el conocimiento del riesgo de mercado asociado a estos contratos es

una necesidad básica para las empresas del sector del gas natural debido a los

importantes beneficios que esta información presenta. Además, debido a la alta

volatilidad del precio del gas, una gestión eficaz del riesgo reducirá la exposición a

precios adversos y reducirá la variabilidad de los beneficios de estas compañías. Por

estos motivos, el objetivo de estas las comercializadoras de gas tal y como se ha

mencionado antes será minimizar el riesgo incurrido en estos compromisos

comerciales.

De este modo, el análisis del riesgo de mercado para las comercializadoras de gas

es de vital importancia y las medidas que tomen en la gestión de riesgos serán

fundamentales tanto para el valor como para el resultado de la compañía.

5.4. Caso práctico: Gestión del balance con “desbalance” negativo y riesgo de mercado asociado.

Una vez explicado en qué consiste el riesgo de mercado en general, se va a

profundizar en cómo afecta este tipo de riesgo a las comercializadoras de gas

natural, y más en concreto, en cómo afecta a la logística del mismo.

Cuando se habla de logística del gas natural, lo que se estudia son los flujos de

gas que entran y salen del sistema calculándose estas cantidades y a raíz de ello cuál

es el stock de gas en un momento dado en el sistema. En este contexto, se supone

que la cantidad de gas que entra en el mismo es igual a la que sale y que por tanto, a

priori, no hay riesgo de mercado asociado. Sin embargo, el valor del gas cuando

entra no tiene por qué ser el mismo que cuando sale y es aquí donde entra en juego

este riesgo.


_____________________________________________________________________

SISTEMA

GASISTAFlujo de gas

de entrada

Flujo de gas

de salida

SISTEMA

GASISTAFlujo de gas

de entrada

Flujo de gas

de salida

De este modo, el origen del riesgo de mercado se encuentra en el mismatch del

valor del gas natural entre la entrada y la salida del mismo en el sistema como

consecuencia de cualquier cambio en los factores de riesgo que se han comentado

anteriormente como por ejemplo los índices de referencia del gas o los tipos de

cambio.

Si se estudia el riesgo de mercado para el caso de España, éste aparece

básicamente en los intercambios. En principio, en ellos hay un intercambio físico de

gas y no monetario, ya que los intercambios se realizan bajo un precio fijado, es

decir, el precio del propio contrato de intercambio. Sin embargo, el momento en el

que se entrega el gas y el momento en el que se recibe no es el mismo, por lo que el

valor del gas puede haber cambiado como resultado de un cambio en el precio del

mismo (cambio de la cotización del Henry Hub o del National Balancing Point (NBP)

por ejemplo) y por tanto el coste que una comercializadora incurrió para conseguir el

gas que dará en el intercambio puede ser distinto del que incurrirá la

comercializadora que lo recibe cuando vaya a devolverlo. Por tanto se puede decir

que no hay riesgo de margen, ya que recibo lo que pago, pero sí de valor, ya que el

valor de lo que recibo puede no ser el mismo del valor de lo que pago.

De este modo, se podría interpretar el intercambio de gas como un swap17 ya que

se considera que el gas que se intercambia tiene valor y por tanto el intercambio

estará sujeto a riesgo de mercado.

17 Un swap, también llamado permuta financiera, se considera un instrumento derivado que consiste en un contrato

por el cual dos partes se comprometen a intercambiar una serie de cantidades de dinero en fechas futuras referenciado

a tipos de interés, aunque más genéricamente se puede considerar como cualquier intercambio futuro de bienes o

servicios referenciado a cualquier variable observable.


_____________________________________________________________________

t

28

26

t

28

26

Como ya se ha explicado anteriormente, en España el GTS fija una restricción de

stock máximo que una comercializadora puede tener al final del día en sus

instalaciones, a saber, un stock de gas en el AOC de 0,5 días de la capacidad de

transporte contratada y por lo tanto no existe un mercado secundario del gas donde

poder vender o comprar el gas sobrante o necesario para tener un balance de gas

cerrado.

Sin embargo, en Francia este tipo de mercado sí existe y el GRT (equivalente de

Enagás en España) exige que las comercializadoras se queden con stock cero al final

del día obligándolas a tener un balance cerrado de gas teniendo que

vender/comprar el gas que tengan de más/menos en el balance en el mercado

secundario de Zeebrugge. Este hecho hace que las penalizaciones por “desbalances” o

descuadres del balance de gas generen el riesgo de mercado.

De este modo, las comercializadoras acuden al mercado secundario de Zeebrugge

para resolver su “desbalance” y comprar o vender el defecto o exceso de gas que

necesiten para quedarse a cero al final de día. Sin embargo, sino resuelve el

“desbalance” la propia comercializadora negociando a precios de mercado, será el

GRT el que resuelva el “desbalance” por él comprando o vendiendo el gas a la

comercializadora penalizándole un 50% sobre el precio de mercado. Este último

hecho supone una fuerte desventaja y grandes pérdidas de dinero para la

comercializadora ya que el precio al que el GRT vende el gas en dicho mercado es

0,5 del precio de referencia al que está indexado el gas y al que lo venderían en el

mercado primario las comercializadoras de gas francesas. Asimismo, el precio de

compra al que una comercializadora compra en el mercado secundario el gas

necesario para cerrar su balance y terminar el día con stock 0 en sus instalaciones es

1,5 el precio de referencia mencionado.


_____________________________________________________________________

Por tanto, la comercializadora está expuesta a riesgo de mercado tanto si resuelve

por sí misma el “desbalance” por el hecho de comprar y vender gas en el mercado

secundario, como si es el GRT el que se lo resuelve ya que el precio que al que éste le

compra o vende el gas también está referenciado al precio del mercado.

Por ejemplo, si una comercializadora compra gas para su aprovisionamiento

indexado a Zeebrugge, si al final del día tiene un exceso de gas o necesita comprar gas

para ajustar su stock a 0, ésta lo venderá o comprará en el mercado secundario de

gas a un precio 0,5 Zeebrugge o a 1,5 Zeebrugge, respectivamente.

QQ

Figura 136: Evolución del exceso/falta de stock a vender/comprar en el mercado secundario de gas.

Perfil de balance expuesto a riesgo de mercado.

Se debe diferenciar cómo se contabiliza el exceso de stock en España y en Francia

ya que no se hace de la misma manera. En España se incurre en penalización si en un

día concreto se tiene un exceso de stock de más de 0,5 días de la capacidad

contratada, mientras que en Francia el exceso de gas en un día se contabiliza como el

acumulado del exceso/defecto de gas de los días anteriores. En la Figura 137 se

muestra un esquema de cómo se contabiliza el exceso de stock de gas en Francia y en

donde se observa que se las penalizaciones por exceso de stock en el sistema tendrán

lugar siempre que el acumulado de stock de los días anteriores sea mayor que 0.

Acumulado

stock 0

t

Q

Acumulado

stock 0

t

Q

Figura 137: Esquema de exceso de stock utilizado en Francia para cálculo de penalizaciones


_____________________________________________________________________

Asimismo y tal y como se comentó anteriormente, las variaciones de la cotización

de los índices a los que se referencia el gas hacen que aparezca el riesgo de mercado,

ya que la comercializadora queda expuesta a los mismos no sólo al comprar gas para

su aprovisionamiento sino también al venderlo y comprarlo en el mercado

secundario.

Dependiendo de los mercados a los que se la comercializadora tenga acceso para

la compra/venta de gas, ésta quedará expuesta a las variaciones de uno o varios

índices de referencia.

En España, al no haber un mercado líquido de gas como en el caso de Francia, no

existe una referencia del precio del gas, por lo que se toma como referencia las de

otros países, como el Henry Hub de EEUU.

Cada comercializadora debe, al igual que cualquier otra empresa de cualquier

sector, elegir su posición de riesgo en el mercado.

Q

t

Q

t

Figura 138: Posiciones de riesgo a futuro largas y cortas

Queda claro por tanto los dos orígenes del riesgo de mercado en la logística del

gas: los intercambios y las penalizaciones incurridas por exceso/defecto de gas en el

sistema.

A continuación se va a realizar un caso práctico donde quede reflejado el riesgo

de mercado asociado a las penalizaciones.


_____________________________________________________________________

5.4.1. Origen del riesgo: “desbalance”

En primer lugar, se ha forzado el balance de gas obtenido en los casos prácticos

anteriores de manera que se incurra en penalizaciones que den origen al riesgo de

mercado. Como ya se ha mencionado, en España no existe todavía un mercado

secundario del gas donde se compre o venda el defecto o exceso de gas al final del

día. Sin embargo, al igual que ocurre en Francia, la tendencia europea en este sentido

es a que se desarrollen este tipo de mercados en la mayoría de los países

consumidores de gas y entre estos países se encuentra España.

En la Figura 139 y Figura 140 se muestra el balance en el AOC para los meses de

Abril y Mayo de 2011 sobre el que se calcularán los costes logísticos y se estudiará el

riesgo de mercado. Se observa el “desbalance” forzado en ambos meses para que

exista exceso y defecto de gas a lo largo de los mismos.

(1,00)

(0,90)

(0,80)

(0,70)

(0,60)

(0,50)

(0,40)

(0,30)

(0,20)

(0,10)

-

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

01/0

4/2

011

05/0

4/2

011

09/0

4/2

011

13/0

4/2

011

17/0

4/2

011

21/0

4/2

011

25/0

4/2

011

29/0

4/2

011

03/0

5/2

011

07/0

5/2

011

11/0

5/2

011

15/0

5/2

011

19/0

5/2

011

23/0

5/2

011

27/0

5/2

011

31/0

5/2

011

Stock

AOC

(días)

Figura 139: Balance de GN en al AOC (días) forzado para incurrir en penalizaciones


_____________________________________________________________________

Figura 140: Resumen del balance en el AOC para Abril y Mayo 2011

En este contexto, se va a considerar que el “desbalance” ocasionado por exceso o

defecto de gas al final del día se va a solucionar vendiendo o comprando gas en el

mercado de Estados Unidos (se venderá la cantidad de gas en azul en el balance y se

comprará la cantidad en naranja). Por tanto, se comprarán o venderán buques spot

indexados al Henry Hub en función de la necesidad diaria de la comercializadora.

El coste logístico, en este caso, tendrá una componente correspondiente a los

peajes y cánones por el uso de las infraestructuras que se va a considerar constante

(K) a lo largo del caso práctico, y una componente asociada a la penalización

incurrida y que dependerá de los precios del gas en el mercado de EEUU al que se

compra y vende el gas.

Coste logístico = K + Preciocompra - Precioventa


_____________________________________________________________________

Al acceder al mercado de EEUU como solución al “desbalance”, el coste logístico

total queda sujeto a riesgo de mercado debido a las variaciones de la cotización del

Henry Hub al que está indexado el gas comprado o vendido.

Por tanto, para poder medir el riesgo de mercado asociado a las penalizaciones

incurridas por exceso o defecto de gas en el sistema se deben calcular los precios del

mismo (indexado al Henry Hub y por tanto el valor de este índice de referencia) a los

que se compra o vende el gas en el mercado de EEUU.

Se podría optar por dos formas distintas de calcular el precio actual del gas.

La primera forma sería valorar los MMBtu de gas con las llamadas curvas forward,

que proporcionan, para un determinado día, el precio que el gas natural tendrá a futuro

en un determinado plazo. Lógicamente esa estimación es válida sólo para ese día,

puesto que al día siguiente la cotización del Henry Hub cambiará fruto del mercado

libre (ley oferta-demanda), y consecuentemente cambiará la curva forward,

eliminándose así cualquier posibilidad de arbitraje. Por tanto, las curvas forward

representan, para una fecha dada la mejor estimación que en esa fecha se puede hacer

en relación al precio futuro de un determinado subyacente y por tanto es la mejor

aproximación a la fecha del día actual del precio spot futuro.

De este modo y haciendo uso de la curva forward del Henry Hub, se obtendrían los

valores del Henry Hub para los meses estudiados en el balance a un fecha concreta de

estudio. Para este caso se utilizará la curva forward 1M del Nymex Henry Hub ya que es

la que más se suele utilizar por ser el mercado más líquido.

La segunda forma sería realizar múltiples simulaciones con las que se obtendría el

precio simulado del Henry Hub. En el presente proyecto se utilizará la simulación de

Montecarlo que será descrita a continuación.

Con el primer método de obtención del valor del Henry Hub para el periodo de

estudio se obtendrán valores concretos del mismo pero como ya se ha mencionado

válidos sólo para la fecha de cálculo del balance. De este modo se podrá calcular el


_____________________________________________________________________

valor del coste logístico total al final del periodo como la suma de los dos cash flows

que tienen lugar, uno de entrada al vender el exceso de gas y otro de salida al

comprar el defecto del mismo. La diferencia de ambos flujos de caja proporcionará el

margen del balance al final de periodo.

Sin embargo, con el segundo método no sólo se puede calcular el margen del

balance en un momento concreto sino que se podrá calcular cómo afecta el riesgo de

mercado a dicho margen calculando la probabilidad de que resolver el “desbalance”

mediante la compra o venta del gas en exceso o defecto en el mercado de EEUU sea

efectivamente el valor calculado por el primer método.

5.4.2. Cálculo del margen obtenido en el balance haciendo uso de la curva

forward del Henry Hub

En primer lugar se va a utilizar como se ha comentado la curva forward 1M del

Nymex Henry Hub para calcular los precios del gas en Abril y Mayo de 2011. En ella se

mirarán los valores de Marzo y Abril que corresponderán con las estimaciones de los

precios para Abril y Mayo de 2011 (Marzo y Abril +1M) respectivamente. Hay que

tener en cuenta que las curvas forward vencen dos días hábiles antes del fin de cada mes

por lo que los dos últimos días hábiles, la curva 1M es la correspondiente a Mayo y

Junio.

Una vez conocidos dichos valores, se calcula el margen obtenido como la diferencia

de las compras y ventas de gas necesarias para corregir el “desbalance” por defecto o

exceso de gas en el sistema por el precio del mismo correspondiente a cada día en que

se realiza la transacción. En el Anexo III se muestra la tabla con los datos de los precios

obtenidos y los valores del margen para cada uno de los días de los meses estudiados.

De este modo se obtiene un margen de 7.818.687,9 $ y -3.521.338 $ en Mayo y Abril

de 2011 respectivamente que será añadido al coste logístico incurrido por los peajes

para el cálculo del coste logístico total, obteniéndose unos valores de -61.971.918 $ y

-76.064.066 $ respectivamente.


_____________________________________________________________________

5.4.3. Cálculo del riesgo de mercado asociado al balance

Previamente al análisis del riesgo de mercado, se van a introducir los dos enfoques

que pueden ser asumidos a la hora de afrontar el riesgo de los contratos, y en el caso

que aplica al presente proyecto, el riesgo de los costes logísticos: el enfoque de riesgo de

margen y el enfoque de riesgo de valor.

El riesgo de los costes logísticos pueden ser afrontado desde ambos enfoques, sin

embargo, éstos tienen ligeras diferencias. El enfoque de margen tiene una visión

estática (no tiene en cuenta el momento del tiempo en el que se producen los flujos de

caja), mientras que el enfoque de valor tiene en cuenta el efecto del tiempo en los flujos

de caja, por lo que tiene una visión dinámica y su valor es menor que el anterior.

El enfoque de margen se utiliza fundamentalmente cuando lo que se quiere ver es

el resultado a corto plazo de un contrato, es decir, cuando se quieren conocer los

importes de los cobros o pagos que se van a obtener por un contrato. Esta visión es

útil a efectos de contabilidad, de presupuestación y de gestión de la liquidez, puesto

que es imprescindible conocer qué fondos es necesario tener a futuro para hacer

frente a los pagos o de qué capital se va a disponer para poder afrontar nuevas

inversiones o realizar remuneraciones a los accionistas, por ejemplo, en forma de

dividendos.

La visión del valor es útil para comparar inversiones. Aunque se comparen dos

inversiones completamente distintas (por ejemplo, una con flujos mensuales fijos y

otra con flujos anuales variables) al comparar los VAN (valor actual neto) de ambas

inversiones se elegirá aquella que proporcione un valor mayor.

Como en este caso el objetivo es conocer el coste logístico asociado al balance de

gas de un mes, a efectos de contabilidad y presupuestación de la empresa, el enfoque

correcto es el enfoque de margen que se explicará con más detalle a continuación.


_____________________________________________________________________

5.4.3.1. Enfoque de margen

Cuando se habla del margen de un contrato se pretende calcular el resultado

positivo o negativo que se va a obtener por dicho contrato para lo cual se realiza el

sumatorio de los flujos de caja que han sido generados en el acuerdo.

En el caso del coste logístico, el margen se refiere al aumento o disminución del coste

logístico correspondiente a los peajes, considerado constante, como consecuencia del

coste de las penalizaciones. Para su cálculo, en este caso también se realiza el sumatorio

de los flujos de caja generados en la compra/venta del gas en el mercado secundario.

En muchos casos en los que se aplica este enfoque, los flujos de caja son constantes.

Sin embargo, en el caso de los costes logísticos los flujos de caja son variables ya que el

precio del gas está indexado a un índice de referencia (el Henry Hub). Por tanto, para

cada uno de los flujos de caja se tendrían que estimar los valores de la cantidad vendida

y comprada de gas teniendo en cuenta el valor de la curva a la que se encuentra

indexado dicho gas.

Aunque sea necesaria la estimación de los importes de cada flujo de caja, la visión

del resultado o del margen es estática puesto que no se ha tenido en cuenta que el

valor de dichos flujos de caja disminuye cuanto más alejados se encuentran los flujos

del momento presente como se tendría en cuenta en el enfoque de valor.

5.4.3.2. Medidas del riesgo de margen

En el caso del riesgo del margen la medida aplicable es el Cash Flow at Risk

(CFaR), que permite medir las posibles variaciones de cash flow que se tendría en

caso de que el escenario de precios bajo estudio sea distinto al esperado. Por tanto,

cuantifica el desvío entre el flujo de dinero actual y el valor proyectado debido a

cambios en los factores de riesgo. Este valor está cuantificado por una probabilidad,

p.e. 95% en los próximos 12 meses.


_____________________________________________________________________

Las proyecciones de cash flow y las medidas de cash flow en riesgo para un

determinado horizonte temporal permiten estimar los cash flows de un periodo y el

riesgo asociado a tales estimaciones.

El CFaR es un método personalizado, dirigido a una compañía específica y a su

posición de riesgo individual siendo ésta una medida comúnmente utilizada en la

gestión de riesgos corporativos. Mientras el VaR (Value at Risk) especifica la máxima

pérdida probable que una compañía puede perder con un determinado nivel de

confianza, el CFaR determina el máximo déficit de caja que se prevé en un intervalo de

tiempo. El CFaR se utiliza cada vez más en empresas industriales ya que, al igual que el

VaR, suma todos los riesgos a los que está expuesta la compañía y los representa en una

única cifra, lo que permite al equipo directivo tomar decisiones sobre la gestión del

riesgo corporativo.

El riesgo del margen, al tener incluidas las proyecciones de flujos de caja, como se

acaba de comentar, requiere la inclusión de las inversiones, y para una adecuada

interpretación del nivel de margen, requerirían la estimación de flujos de caja que no

correspondan a inversiones en firme sino a estimaciones de renovación o firma de

nuevas inversiones.

La medida de CFaR puede requerir una adaptación para la conversión del flujo

de caja en resultado contable, de tal forma que la medida de riesgo pudiera serlo no

sólo del flujo de caja como concepto económico sino también como medida de

incertidumbre del resultado contable, con la consiguiente utilidad en el proceso de

presupuestación y de previsión de resultados.

Para ello es necesario introducir los criterios contables esenciales que traducen el

flujo de caja en resultado contable. De esta forma los conceptos de cash flow estimado

y cash flow en riesgo deben ser corregidos para convertirse en margen o margen en

riesgo en su acepción contable, Earnings-at-Risk (EaR).

Las correcciones a contemplar en el CFaR para la obtención del EaR son

fundamentalmente:


_____________________________________________________________________

La corrección por el devengo de los flujos de caja.

La corrección por la valoración contable de los contratos en la medida en

que pueden existir impactos en el resultado contable asociado con una

valoración de un contrato a cierre de un periodo pero no ligadas a un flujo

de caja.

En este caso los criterios de corrección deben coincidir con los criterios contables

de valoración y reflejo en resultados de tal valoración de los contratos.

5.4.3.3. Metodología para la medición del riesgo de mercado

Las metodologías de estimación de riesgos requieren de la simulación de posibles

estados de la economía (tipos de interés, tipos de cambio, acciones, precios de

commodities, índices bursátiles, spread, etc.) para un conjunto de fechas futuras.

El objetivo de estas metodologías es la generación de múltiples escenarios para

todos los factores de riesgo en distintos momentos del tiempo. Sobre estos escenarios

se realizarán los cálculos que darán lugar a las mediciones de riesgo. Un escenario es

un cambio simulado (pero plausible) del conjunto de factores de riesgo en un

momento del tiempo. Dicho escenario se define mediante un valor, que aplicado de

manera multiplicativa o aditiva a un escenario base resulta en los posibles

movimientos que pueden sufrir las variables que rigen los movimientos en el

mercado.

Estos escenarios se diseñan previamente por la empresa, con el objetivo de

comprobar el efecto que tendría sobre los instrumentos o las carteras la repetición de

determinadas pautas históricas de comportamiento. Algunos de estos escenarios son

elegidos de forma subjetiva, mientras que otros tratan de emular situaciones de crisis

pasadas. Este último enfoque es el llamado Stress-Testing y se ha convertido en una

parte integral de un proceso bien diseñado de gestión del riesgo.

La selección del método para la medición del riesgo de mercado no es una tarea

sencilla. En la elección juegan un papel fundamental factores como la relación entre


_____________________________________________________________________

costes y beneficios de cada modelo, las posiciones en los distintos mercados, el

número y tipo de instrumentos negociados, así como el personal dedicado al control

de los riesgos, su cualificación y la tecnología disponible.

Los tres métodos más utilizados son: el Paramétrico o de varianzas-covarianzas,

la simulación histórica y la simulación estocástica o de Montecarlo.

A priori, no existe una metodología óptima presentando todas ellas ventajas e

inconvenientes. No obstante, a menudo, las diferencias observadas no radican tanto

en el método elegido como en la adopción de los diferentes parámetros, es decir,

nivel de confianza, horizonte temporal o períodos de observación.

5.4.3.4. Simulación de Montecarlo

La técnica más general de obtención de posibles estados futuros de la economía es

la Simulación de Montecarlo. Esta metodología de cálculo de las medidas de riesgo

está basada en la generación de números aleatorios y su tratamiento para que

representen posibles valores de los factores de riesgo en el futuro. Para obtener

medidas estadísticas razonables, este procedimiento de simulación se debe realizar

numerosas veces.

La simulación de Montecarlo es el más flexible de los métodos de generación de

escenarios pero también el más complicado técnicamente. El objetivo es obtener un

conjunto de posibles estados de los factores de riesgo en distintos nodos de tiempo

futuros.

Para ello es necesario definir el comportamiento de los factores de riesgo

mediante modelos de evolución definidos por una distribución de probabilidades.

Los escenarios Montecarlo son una muestra generada de manera

(pseudo)aleatoria bajo dicha distribución. En general la distribución vendrá definida

por un conjunto de parámetros (media, desviación típica, matriz de varianzas-

covarianzas, etc).


_____________________________________________________________________

La flexibilidad de la simulación Montecarlo permite la generación de escenarios

para un amplio conjunto de puntos en el tiempo.

5.4.3.4.1. Datos necesarios

Para una ejecución completa de un proceso de simulación de Montecarlo se

requiere:

Determinación de los nodos de tiempo para los cuales se quiere simular

posibles escenarios. Por ejemplo, se quieren simular posibles estados de

la economía a 1 día, 1 semana, 1 mes, 3 meses, 6 meses y 1 año. Estos

nodos establecerán los tiempos de parada en el proceso de simulación.

Determinación del conjunto de factores de precio que se desea simular.

Asignación del modelo de evolución a cada factor de precio. En función

de un estudio o por costumbre de mercado, se asignará a cada factor de

precio el modelo mediante el cual se quiere simular su evolución en el

tiempo.

Determinación de los parámetros de los modelos para cada factor de

precio. Para su estimación se requieren las series históricas de precios de

los factores de precio.

Fijar el número de simulaciones a realizar.

Contar con un algoritmo de generación de números aleatorios.

5.4.3.4.2. Proceso de la Simulación de Montecarlo

El proceso global de generación de los escenarios mediante simulación de

Montecarlo se puede describir como:

Cálculo de las series de rendimientos de los factores de riesgo a simular.

Ajuste de los parámetros de las distribuciones.

Cálculo de la matriz de correlaciones. Obtención de la matriz de

transformación.

Para cada escenario en el archivo de escenarios


_____________________________________________________________________

o Para cada tiempo en el conjunto de tiempos de parada

Paso 1. Generación de números aleatorios.

Paso 2. Transformación de estos números a aleatorios bajo

las distribuciones definidas por los parámetros y los

tiempos de parada.

Paso 3. Generación de los escenarios a partir de los

aleatorios.

Como se observa es un proceso de iteración múltiple. Cada uno de estos pasos

está documentado en los apartados siguientes. El resultado final es un "cubo" de

datos Esc (f,j,k) que representa al escenario k-ésimo del factor f para tiempo j.

5.4.3.4.3. Modelos de evolución

La simulación de escenarios con el método de Montecarlo requiere establecer

hipótesis sobre el modelo de evolución de los factores a simular.

Todas las variables que intervienen en un sistema de medición de riesgos tienen

una componente aleatoria. Esta afirmación, aparentemente obvia, complica en gran

medida el análisis y estudio formal de los modelos que pueden replicar estos

comportamientos aleatorios.

De manera general, los modelos para simular la evolución de un factor van a

venir representados por una ecuación diferencial estocástica. Dada la dificultad

técnica de los conceptos y procesos matemáticos para su derivación, los detalles de

la obtención de estas expresiones sobrepasa el objetivo de este proyecto, pero existe

numerosa bibliografía al respecto.

En el anexo I se presentan cuatro de los modelos más estándar usados en la

simulación de posibles evoluciones de los factores de precios y se definen cómo

ajustar los parámetros de estos modelos así como indicaciones sobre la elección del

modelo que mejor ajusta a cada factor de precio.


_____________________________________________________________________

Como ya se ha comentado, en el caso de estudio del presente proyecto se

pretende estimar los precios futuros del gas natural.

Tradicionalmente, el modelo de evolución utilizado para las commodities como el

gas natural era el modelo normal con reversión a la media pues efectivamente se

observaba un cierto comportamiento "cíclico" alrededor de un valor medio. Esto

quiere decir que cuando el precio se alejaba por encima de este precio, parecía que

existía una tendencia que lo hacía retornar a valores próximos al valor medio; y si el

precio caía por debajo, esta tendencia cambiaba de signo y lo volvía a subir

Sin embargo, en los últimos años, y más en concreto desde 2008 como

consecuencia de la crisis financiera, se ha observado que el precio ya no se mantiene

siempre alrededor de un valor medio sino que tiene una tendencia aleatoria.

Por este motivo, el modelo que se utilizará para estimar la futura evolución del

Henry Hub es un movimiento browniano geométrico (MBG), donde el precio se

asume que sigue un proceso de Markov, que consiste en un proceso estocástico

independiente de la historia y en donde la distribución de los precios futuros

depende únicamente en el precio actual y no en los precios pasados.

Dentro de este tipo de movimiento, se modelará la evolución del Henry Hub con

un modelo lognormal tal y como se describe en el anexo I.

5.4.3.4.4. Generación de aleatorios

Para la generación de escenarios por el método de Montecarlo es preciso generar

números aleatorios bajo una distribución normal correlacionada.

Es evidente que no es posible generar números aleatorios con sistemas

informáticos que funcionan de manera determinista. Lo más aproximado que se

puede hacer es definir algoritmos de obtención de secuencias de números que se

comporten de manera (estadísticamente) aleatoria.


_____________________________________________________________________

Existen infinidad de modelos de generación de números aleatorios. Los más

habituales son los que generan números entre 0 y 1 bajo una distribución uniforme,

es decir, todos los números en dicho intervalo tiene la misma "probabilidad" de

ocurrir.

5.4.3.5. Escenarios por Montecarlo

Después de generar los números aleatorios convenientemente correlacionados, se

deben usar en los modelos para crear los valores de los escenarios simulados por

Montecarlo.

Un escenario es un valor ligado a tres componentes: el factor de precio al cual

corresponde, el nodo de tiempo al que corresponde y el número de simulación

correspondiente. En adelante se denotará por Esc (f , j , k) el valor de dicho escenario,

donde f es un indicador del factor de precio, j es un indicador del nodo de tiempo y

k es el número de la simulación.

El proceso de generación sigue un orden concreto. De hecho se generan

trayectorias conjuntas a lo largo del tiempo. Por este motivo, el valor de un escenario

depende siempre del escenario del mismo factor de precio en el nodo de tiempo

anterior. Lo que sí es absolutamente independiente es una simulación (trayectoria

conjunta) respecto a otra.

En la siguiente tabla se muestra la forma de generar los escenarios a partir de los

aleatorios generados y los modelos y parámetros previamente establecidos.


_____________________________________________________________________

donde

( f , j , k ) es la terna que designa (factor, nodo de tiempo, número de

simulación).

Esc (f , j, k) es el escenario simulado en la terna ( f , j, k ).

Esc (f ,0, k)= 0,1 es el escenario base estándar a partir del cual se generan los

siguientes. Es 0 si es normal ó 1 si es lognormal.

f es la media de la distribución ajustada según especificaciones

previas correspondiente al factor de riesgo f.

f es la desviación de la distribución ajustada según

especificaciones previas correspondiente al factor de riesgo f.

jT es la fracción de año comprendida entre el nodo de tiempo j-1

y el nodo j.

kjf ,, es el aleatorio normal correlacionado para la terna ( f , j, k ).

Una vez generados los escenarios, se halla la distribución de probabilidad que

surge de éstos.


_____________________________________________________________________

El CFaR a un determinado nivel de confianza % no es más que la diferencia del

percentil (1- ) % y el percentil 50 (valor más probable) de dicha distribución, o

como se aplicará en el caso práctico, el percentil 50 menos el percentil %.

5.4.3.6. Ventajas e inconvenientes de la simulación de Montecarlo

El gran número de simulaciones inherentes a la simulación por Montecarlo

aumenta la calidad estadística de los cálculos, si bien su implementación es

complicada, tanto a nivel de determinación de los parámetros del modelo como del

propio proceso de cálculo, y aumenta considerablemente el tiempo de

procesamiento, dificultando las valoraciones a tiempo real.

Hay un mejor tratamiento y medición de los riesgos no lineales, pero se cae en el

error de suponer y prefijar un modelo de evolución de los precios que puede no ser

el real ni óptimo.

Por último, computacionalmente la implantación de esta metodología requiere un

fuerte soporte informático y unas grandes capacidades de procesamiento. Los

algoritmos de cálculo son difíciles de diseñar y de implementar, por lo que aumenta

considerablemente el tiempo de procesamiento, dificultando las valoraciones a

tiempo real. Además al tener que realizar múltiples simulaciones, el volumen de

datos que se maneja es enorme.

5.4.4. Estudio del riesgo de mercado en el balance de gas

Una vez explicado el procedimiento que se va a usar para el análisis del riesgo de

mercado asociado a las penalizaciones, el primer paso para su cálculo consiste en

simular la evolución de los precios futuros de gas mediante el método de simulación

de Montecarlo con un modelo de evolución lognormal.

Para el cálculo de los parámetros requeridos se ha utilizado la serie histórica del

Henry Hub, obteniéndose una μ de 0,0000549 (media de la serie de retornos relativos

logarítmicos de los precios) y una σ de 17,29% (desviación estándar de la serie de

retornos relativos logarítmicos de los precios). Como se ha comentado, con el


_____________________________________________________________________

objetivo de eliminar efectos contaminantes en la serie se fijará que la μ tenga un

valor de exactamente 0.

De este modo, se generarán 100 escenarios que simulen de los precios futuros del

Henry Hub tomando como valor inicial el precio spot del mismo el día 31 de Marzo

(4,255 $/MMBtu). En la Figura 141 se muestran las sendas posibles de los precios del

Henry Hub de los 100 diferentes escenarios generados. Se observa como a medida

que pasa el tiempo, aumenta la volatilidad de los precios y las sendas se abren cada

vez más.

3,9

4

4,1

4,2

4,3

4,4

4,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Sendas posibles

3,9

4

4,1

4,2

4,3

4,4

4,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Sendas posibles

Figura 141: Escenarios generados y distribución de probabilidad

Una vez generados los escenarios y simulados los precios futuros del gas, se

calcula la distribución de probabilidad de los costes logísticos correspondientes al

periodo del balance.

En primer lugar se han calculado los costes logísticos correspondientes a los

peajes en el nuevo balance tanto para Abril 2011 como para Mayo 2011 y que se

supondrán constantes para el cálculo del riesgo de mercado asociado a las

penalizaciones incurridas en ambos periodos.


_____________________________________________________________________

RegasificaciónCarga

cisternas GNL

Descarga

buques

Almacenamiento

GNL

Inyección

AASS

Transporte-

Distribución

Total Costes

Logísticos

abr-11 3.262.704,36 91.535,00 628.925,00 1,26 227.538,56 68.332.024,82 72.542.729,00

may-11 3.262.704,36 91.535,00 628.925,00 1,26 225.848,30 65.581.592,17 69.790.606,08

A continuación se ha calculado el cash flow diario derivado de la compra o venta

de gas en el mercado de EEUU al precio simulado para cada día. La suma de todos

los cash flows de cada periodo añadido al coste logístico correspondiente a los peajes

dará el coste logístico total al final de dicho periodo. Dependiendo del balance que se

esté estudiando y de la proporción de gas comprada frente a la vendida durante el

por el valor de la suma de los cash flows correspondientes a la venta o compra del

gas.

Repitiendo este proceso para los 100 escenarios, se calcula la distribución de

probabilidad del coste logístico total al final del periodo de balance que se muestran

en las Figura 142 y Figura 143 para Mayo 2011 y Abril 2011 respectivamente.

Para Mayo de 2011 el valor del cash flow más probable, que se corresponde con el

percentil 50, tiene un valor de 7.485.000 $. Como se demuestra en la figura, la

distribución de probabilidades de dichos cash flows sigue una distribución normal.

Como se observa en la Figura 142, el cash flow total al final del periodo más

probable tiene un valor de -62.120.000 $, de nuevo correspondiente al percentil 50 de

los valores simulados en los 100 escenarios. En este caso, el margen obtenido por la

compra/venta del gas en defecto/exceso en el sistema decrementa el coste logístico

total. La distribución de las probabilidades de dicho cash flow sigue asimismo una


_____________________________________________________________________

distribución normal. Debido a que la simulación está basada en números aleatorios,

la distribución mostrada para el margen de compra/venta no es el mismo que para

el cash flow total al final del periodo como consecuencia de los costes logísticos pero

se comprueba que ambas distribuciones son normales y el valor más probable es el

mismo.

Por tanto el CFaR, calculado como la diferencia del percentil 50 y el percentil 5 de

dicha distribución, tendrá un valor de 30.845 $ para un nivel de confianza del 5%.

Esto quiere decir que una de cada veinte veces el valor del coste logístico total se va

a ver incrementado por 30.845 $, teniendo el resto de veces un valor comprendido en

dicho intervalo con una probabilidad de ocurrencia de cada uno representada en la

gráfica. Este intervalo de riesgo de mercado viene representado en la Figura 142 en

color naranja.

Asimismo, se ha representado en color rojo el valor del presupuesto que la

comercializadora tiene para el coste logístico de Mayo de 2011 (62.140.000 $). Este

valor se encuentra en el intervalo de riesgo y tiene un valor mayor que el más

probable según las simulaciones, de manera que se deduce que la comercializadora

ha sobreestimado dicho coste. Sin embargo, es correcta la posición de la

comercializadora respecto al presupuesto ya que se ha posicionado en el centro del

intervalo de riesgo de forma que las variaciones del coste como consecuencia de las

variaciones de los factores de riesgo (en este caso de la cotización del Henry Hub)

sean previstas y el impacto en los resultados de la misma no sea muy grave.


_____________________________________________________________________

CFaR

Valor Observado (T) -62120000,000

Percentil 5 -62160067,847

Percentil 50 -62129582,81

Percentil 95 -62091612,317

Media -62127645,77

CFaR 30485,036

Figura 142: Distribución de probabilidad del coste logístico en Mayo 2011

El mismo proceso se ha repetido para el mes de Abril de 2011 con el objetivo de

demostrar cómo la distribución de probabilidades siempre sigue una distribución

normal y como en este caso el margen de compra/venta aumenta los costes

logísticos en vez de disminuirlos ya que durante dicho periodo los defectos de gas

son mayores que los excesos y por tanto las compras mayores que las ventas. El

valor más probable de dicho margen es -2.971.250 $ y el del cash flow total,

-75.492.500 $.

El CFaR en este caso tiene un valor de 45.788 $, por lo que el riesgo de mercado en

Abril es mayor que en Mayo ya que el intervalo de riesgo también lo es. Se observa

en la Figura 143 que el presupuesto de costes logísticos de la comercializadora para

este mes es de 75.540.000 $, situándose más alejada del valor más probable que en el

mes de Mayo. Esta posición, de la misma manera que se comentó en el caso de

Mayo, es inteligente por parte de la comercializadora puesto que al situarse el

presupuesto en el intervalo de riesgo tiene previsto los posibles cambios en los

factores de riesgo y disminuye por tanto el impacto que puedan tener sobre la

misma.


_____________________________________________________________________

CFaRCFaR

Valor Observado (T) -75492500,000

Percentil 5 -75538696,894

Percentil 50 -75492908,44

Percentil 95 -75449231,293

Media -75492366,96

CFaR 45788,451

Figura 143: Distribución de probabilidad del coste logístico en Abril 2011

En el Anexo III se muestran los resultados para ambos meses de uno de los

escenarios generados de manera que se pueda observar el proceso seguido para el

cálculo de los precios del gas y costes logísticos obtenidos.

Cabe destacar que los valores obtenidos para el coste logístico total son muy

parecidos a los obtenidos mediante la estimación de los precios del Henry Hub con la

respectiva curva forward.


_____________________________________________________________________

Como queda demostrado tras la realización de este caso práctico, el riesgo de

mercado asociado a las penalizaciones por exceso o defecto de gas en el sistema es

muy elevado debido a la alta volatilidad del gas natural al ser una commodity. De este

modo, el hecho de que las comercializadoras tengan en cuenta este riesgo es muy

importante para su gestión logística y por tanto para el resultado global como

empresa.

CONCLUSIONES

Conclusiones 286

_____________________________________________________________________

6. Conclusiones

Con la realización de este Proyecto, se han obtenido numerosos y gratificantes

beneficios, tanto en el desarrollo de los conocimientos obtenidos anteriormente,

como en la investigación de otros nuevos.

En la elaboración del marco conceptual, se ha estudiado el tema de la logística, y

en concreto la presente en la comercialización del gas natural, un tema que tiene

escasa presencia durante la carrera, por lo que resultaba prácticamente nuevo para la

autora, lo que ha supuesto la investigación y el aprendizaje de toda la teoría acerca

del gas natural y su comercialización así como de la gestión logística que ello

implica.

Tras la investigación del sector y de la actividad de las comercializadoras de gas,

se ha descubierto el problema inherente a la gestión logística que ha dado pie a la

definición del proceso concreto que éstas deben seguir para una correcta gestión de

manera que se optimice al máximo la eficiencia de las actividades realizadas,

reduciéndose los costes asociados y por tanto maximizando el beneficio global de

este tipo de compañías.

Con ello y con la realización de los casos prácticos con los que se ha llevado a la

práctica el proceso definido y se ha gestionado un balance de gas optimizando al

máximo su ejecución, se ha logrado un conocimiento profundo y detallado del

proceso de logística del gas que siguen las comercializadoras, analizando y

valorando las necesidades e implicaciones que se derivan de la optimización de

dicho proceso, estudiando su impacto en la misma, la manera de llevarla a práctica,

así como los beneficios resultantes.

Se ha tomado conciencia de las necesidades que llevan a las comercializadoras a

abordar la gestión de toda su actividad, comprendiendo que, este tipo de gestión,

resulta absolutamente necesario en medianas y grandes comercializadoras para

llevar a cabo un control adecuado del gas y poder ofrecer por tanto el servicio

óptimo.

Conclusiones 287

_____________________________________________________________________

Se han interiorizado los conocimientos teóricos adquiridos, a través del desarrollo

de los casos prácticos donde queda reflejada la importancia de las operaciones

realizadas por las comercializadoras y su correcta gestión con el fin de disminuir los

costes logísticos asociados, que por su naturaleza son en sí mismos muy elevados

como se ha comprobado a lo largo del proyecto, y cumplir las restricciones

impuestas por el GTS para evitar el hecho de incurrir en penalizaciones y aumentar

dichos costes logísticos. La importancia de la optimización de los contratos

utilizados por las comercializadoras así como de dichas operaciones realizadas

queda reflejada a lo largo de todo el proyecto.

Se remarca asimismo el valor de los intercambios de gas con otras

comercializadoras como instrumento para evitar el “desbalance” en el sistema. Si

bien hay que destacar que la dependencia de dichos intercambios no puede ser total

ya que en periodos extremos, como fuertes picos o bajadas de la demanda que no

habían sido previstos, todas las comercializadoras se encontrarán en la misma

situación y los intercambios ya no serán capaces por sí mismos de resolver dicho

“desbalance”.

Por tanto, la gestión y el control de la logística del gas no sólo permiten la

reducción de los costes sino que agilizan el funcionamiento y la estabilidad de dichas

compañías, imprescindible para el desarrollo a largo plazo de las mismas.

Como segundo punto clave del proyecto y en la línea con la necesidad de

estabilidad de las comercializadoras en el largo plazo, se recalca la importancia de la

gestión y control de los principales riesgos asociados a la logística del gas, a saber, el

riesgo reputacional, el riesgo operacional y el riesgo de mercado. Estos riesgos no

sólo pueden afectar al día a día de la compañía ocasionando grandes pérdidas sino

que pueden comprometer el correcto funcionamiento de la misma en el largo plazo.

Asimismo, se subraya la necesidad de considerar la aparición de un mercado

secundario en España en donde, asemejándose al funcionamiento del mercado del

gas en otros países, las comercializadoras acudan a dicho mercado a resolver el

“desbalance” ocasionado por el exceso o defecto de gas en el sistema. De hecho,

Conclusiones 288

_____________________________________________________________________

acontecimientos recientes como la obligación a Enagás por parte del gobierno de

segregar en dos filiales la gestión técnica del sistema y el transporte de gas con el

objetivo de impulsar el mercado español del gas hacia nuevas iniciativas como la

participación en el desarrollo de un hub.

En este contexto, es imprescindible considerar el riesgo de mercado asociado a la

compra/venta del gas en los mercados secundarios por posibles variaciones de los

índices de referencia a los que se indexa el gas. El hecho de que una

comercializadora por ejemplo no requiera comprar gas durante los meses de

invierno donde los precios del mismo suelen ser mayores que en periodos de verano

debido a la alta demanda, puede situar a dicha empresa en una posición muy

privilegiada frente al resto y ahorrar una gran cantidad de dinero en costes logísticos

como quedó demostrado en el último caso práctico.

Queda clara por tanto la tendencia y evolución del mercado así como la

recuperación del sector tras la crisis financiera de los últimos años como se

comprueba al estimar la demanda de gas en el futuro. Asimismo, se observa que el

peso del mercado eléctrico en la demanda total estimada es muy alto por lo que se

reafirma el impulso de este combustible fósil para la generación de energía eléctrica

en España y la futura implantación de energías renovables.

La realización de los casos prácticos ha permitido desarrollar muchos de los

conocimientos aprendidos a lo largo de los 5 años. También ha proporcionado la

oportunidad de realizar un proyecto de una envergadura incomparable a los

proyectos realizados anteriormente por la autora.

Además, se han puesto en práctica los conocimientos adquiridos en múltiples

asignaturas, llegando a la conclusión que éstas no son entes aislados que se ven a lo

largo de la carrera, sino que la única forma posible de llevar a término un proyecto

de gran envergadura es utilizando el conjunto de conocimientos obtenidos en todas

ellas.

Conclusiones 289

_____________________________________________________________________

Sin la realización de las asignaturas que se citan a continuación, hubiera sido

imposible llevar a cabo este Proyecto:

Economía, ya que gran parte de la comprensión de la logística y los costes

asociados requieren la previa asimilación de una serie de conceptos

económicos básicos: La definición de un mercado, conceptos de oferta,

demanda y el comportamiento del consumidor. Para entender el ciclo

económico actual se han manejado conceptos macroeconómicos.

Organización y Planificación de la Producción, donde se tocan por

primera vez conceptos como la logística vitales para el desarrollo del

presente Proyecto.

Tecnologías Energéticas, que ha ayudado a la comprensión del mercado

del gas natural y su evolución así como al aprendizaje en profundidad de

la cadena de valor del gas.

Algebra, Cálculo y Estadística, que han ayudado a la comprensión y

utilización de las fórmulas necesarias para la valoración del riesgo de

mercado y de los modelos de predicción tanto de la demanda del gas

como de los precios del mismo.

La asignatura de programación y de Métodos Matemáticos, pudiendo

programar gracias a ella en lenguajes de programación no vistos

anteriormente y en GAMS con mayor profundidad de la vista durante la

asignatura dada.

Pero, sin duda, lo que ha permitido realizar un proyecto de esta envergadura ha

sido el hacerlo dentro del entorno de una empresa puntera en el mundo de la

Consultoría, Management Solutions, lo que ha posibilitado trabajar en proyectos

reales y contar en todo momento con personas cualificadas y de gran experiencia,

capaces de solucionar cualquiera de los problemas que se iban presentando.

ANEXOS

Anexos 291

____________________________________________________________________

7.1. Anexo I: Modelos de Evolución en la Simulación de Montecarlo

7.1.1. Modelo lognormal

Es el modelo más estándar para representar el comportamiento de variables

financieras, especialmente de renta variable. Sus hipótesis fundamentales son:

El precio simulado no puede ser nunca negativo.

El precio simulado viene representado por un número real (sin

limitación de decimales).

El precio simulado puede cambiar en cualquier momento del tiempo.

El precio simulado es continuo en el tiempo.

Los precios simulados en el tiempo no deben permitir oportunidades

de arbitraje.

Si se añaden conceptos de autosimilitud se propone el modelo del movimiento

browniano geométrico.

dwdtS

dS

donde

S es el precio simulado.

dS es la diferencial del precio. Intuitivamente, es el incremento del

precio simulado.

μ es un término de deriva que rige un crecimiento de fondo.

dt diferencial del tiempo. Intuitivamente es el salto de tiempo al que se

simula.

Anexos 292

____________________________________________________________________

σ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.

Financieramente se corresponde a la volatilidad.

dw es un browniano. Es el factor que da el comportamiento aleatorio a

la evolución del precio simulado.

En la parte izquierda de la igualdad se tiene, aproximadamente, el cambio

relativo del valor del precio simulado.

Por este motivo se dice que es un modelo multiplicativo.

En la parte derecha de la igualdad se tiene una variable aleatoria con

distribución normal.

Después de un cierto trabajo matemático se tiene que la evolución del precio

viene dada por:

TT

T eSS

2

2

1

0

donde

TS es el precio simulado

0S es el precio inicial

μ es un término de deriva que rige un crecimiento de fondo (y que

podrá ser eliminado, como se verá más adelante).

ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio,

es decir, es el horizonte temporal.


Financieramente se corresponde con la volatilidad del factor de

riesgo objeto de estudio.

Anexos 293

____________________________________________________________________

ε es una muestra aleatoria con una distribución normal estándar.

Aquí se ve la naturaleza multiplicativa del modelo, ya que el precio final es el

inicial multiplicado por un factor aleatorio.

Como la dependencia al precio inicial es siempre igual, lo único que se debe

simular es el "cambio relativo" del precio:

TT

e

2

2

1

Estos son los valores de los escenarios que se van a guardar.

Los parámetros se ajustan en función de la serie histórica como se vera más

adelante.

Un ejemplo de evolución de un precio bajo un modelo lognormal se muestra en

la siguiente figura:

Figura 144: Simulación lognormal

7.1.2. Modelo normal

Este modelo es más simple que el anterior, pero menos habitual en la

modelización de comportamientos financieros. La ecuación diferencial que rige el

modelo es:

dwdtdS

Anexos 294

____________________________________________________________________

donde


precio simulado

μ es un término de deriva que rige un crecimiento de fondo


simula





La única diferencia está en la parte izquierda de la ecuación, donde ahora

aparece el incremento absoluto del precio a simular.

Este es un modelo aditivo y la evolución del precio queda representada por:

TTSST 0

donde




ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio




Anexos 295

____________________________________________________________________

Aquí se ve la naturaleza aditiva del modelo, ya que el precio final es el inicial

sumado a un factor aleatorio.

Como la dependencia al precio inicial es siempre igual, lo único que se debe

simular es el "cambio absoluto" del precio:

TT

Estos son los valores de los escenarios que se van a guardar. Los parámetros se

ajustan en función de la serie histórica como se verá más adelante.

7.1.3. Modelo normal con reversión a la media

En ciertas variables económicas y financieras se observa un cierto

comportamiento "cíclico" alrededor de un valor medio.

Es decir, cuando el precio se aleja por encima de este precio, parece que exista

una tendencia que lo hace retornar a valores próximos al valor medio. Y si el precio

cae por debajo, esta tendencia cambia de signo y lo vuelve a subir.

En cambio, este comportamiento sí que se puede asumir como habitual en los

precios de las commodities.

Como se ha comentado en el apartado anterior que trataba de enfoque y

medidas de margen y de valor, para las cotizaciones de commodities existen las

llamadas curvas forward.

Estas curvas proporcionan, para un determinado día, el precio que cada

commodity tendrá a futuro en un determinado plazo.

Lógicamente esa estimación es válida sólo para ese día, puesto que al día

siguiente las cotizaciones cambiarán fruto del mercado libre (ley oferta-demanda),

y consecuentemente cambiarán las curvas forward, eliminándose así cualquier

posibilidad de arbitraje.

Anexos 296

____________________________________________________________________

Por tanto, las curvas forward representan, para una fecha dada la mejor

estimación que en esa fecha se puede hacer en relación al precio futuro de un

determinado subyacente.

Una vez asumido esto, es natural pensar que cualquier simulación que quiera

realizarse podría tomar como referencia esta curva forward, y hacer oscilar (en

función de la variable aleatoria que se genere) los precios (del factor de riesgo

asociado a dicha curva forward) alrededor de esta curva.

Este tipo de comportamientos se puede replicar incorporando una dependencia

en el propio precio en el término de deriva (definido en este caso por los puntos de

la curva forward) de la ecuación estocástica del proceso aleatorio:

dwdtSdS )(

donde


precio simulado.

β es la tasa de reversión a la media o valor medio alrededor del cual

evoluciona el precio.

α es la velocidad de reversión a la media que magnifica o reduce la

tendencia a recuperar el nivel medio.


simula.

γ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.

Financieramente se corresponde a la volatilidad del factor de riesgo

objeto de estudio.



Anexos 297

____________________________________________________________________

Este se conoce como proceso de Orstein-Uhlenbeck.

En este caso se trata del proceso aditivo o normal.

La ecuación que permite simular el precio en el tiempo es:

2

1)1)((

2

00

TT

T

eeSSS

donde




ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio




Es destacable que el incremento absoluto depende directamente del precio

inicial o anterior en tiempo del proceso de simulación.

Por el mismo motivo que en los modelos sin reversión, sólo se simulará la

componente aleatoria del rendimiento absoluto o aditivo:

2

1)1)((

2

0

TT e

eS

Anexos 298

____________________________________________________________________

7.1.4. Modelo lognormal con reversión a la media

Cuando el comportamiento de reversión a la media se detecta, no en el precio,

sino en sus rendimientos relativos (es decir, en sus variaciones), la ecuación que

modeliza la evolución del precio es:

dwdtSSd ))log()(log())(log(

Donde:

dlog(S) es la diferencial del logaritmo del precio. Intuitivamente, es el

incremento del rendimiento relativo del precio simulado.

β es la tasa de reversión a la media o valor medio alrededor del cual

evoluciona el rendimiento relativo del precio.

α es la velocidad de reversión a la media que magnifica o reduce la

tendencia a recuperar el nivel medio.


simula.

γ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.


objeto de estudio.


la evolución del rendimiento relativo del precio simulado.

Es el mismo proceso de Orstein-Uhlenbeck pero para el logaritmo neperiano del

precio. En este caso se trata del proceso multiplicativo o lognormal.

La ecuación que permite simular el precio en el tiempo es:

2

1)1))(log()(log(

0

2

0

TT e

eS

T eSS

Anexos 299

____________________________________________________________________

donde




ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio,

es decir, es el horizonte temporal.



objeto de estudio.


Es destacable que el incremento relativo depende directamente del precio inicial

o anterior en tiempo del proceso de simulación.

Por el mismo motivo que en los modelos sin reversión, sólo se simulará la

componente aleatoria del rendimiento relativo o multiplicativo:

2

1)1))(log()(log(

2

0

TT e

eS

e

En la siguiente gráfica se muestra un conjunto de posibles evoluciones de un

precio con este modelo de evolución:

Anexos 300

____________________________________________________________________

Figura 145: Simulación lognormal con reversión a la media

7.1.5. Ajuste de los parámetros

Los modelos anteriormente descritos dependen, cada uno de ellos, de un

conjunto de parámetros. Para realizar una simulación de la posible evolución de un

conjunto de factores de precio, es preciso conocer, para cada uno de estos factores

de precio, cuales son los parámetros con los que se desea realizar la simulación.

Estos parámetros pueden ser externos, calculados o estimados, o bien se pueden

ajustar a una serie de datos históricos.

El proceso de ajuste requiere pues, el análisis de series históricas de los factores

a simular.

Los parámetros no serán otra cosa que medidas estadísticas estándar sobre estas

series.

7.1.5.1. Modelo normal

Sobre la serie de retornos absolutos se ajustan los parámetros:

μ es la media de la serie de retornos absolutos.

σ es la desviación estándar de la serie de retornos absolutos.

7.1.5.2. Modelo lognormal

Sobre la serie de retornos relativos logarítmicos de precios se ajustan los

siguientes parámetros:

Anexos 301

____________________________________________________________________

μ es la media de la serie de retornos relativos.

σ es la desviación estándar de la serie de retornos relativos.

7.1.5.3. Modelo normal con reversión a la media

Sobre la serie de retornos absolutos (variaciones de precio calculadas de forma

absoluta) y la serie auxiliar de precios retrasados en el tiempo se tienen los

siguientes parámetros:

α es la velocidad de reversión a la media (MRS).

β es la tasa de reversión a la media (MRR).

γ es la volatilidad con reversión a la media (MRV).

7.1.5.4. Modelo lognormal con reversión a la media

En este caso, y al tratarse de un modelo lognormal, sobre la serie de retornos

relativos logarítmicos y la serie auxiliar de precios retrasados en el tiempo se

pueden obtener los siguientes parámetros:

α es la velocidad de reversión a la media (MRS).

β es la tasa de reversión a la media (MRR).

γ es la volatilidad con reversión a la media (MRV).

7.1.5.5. Cambio de la media

Para evitar ciertos efectos de las tendencias en las series históricas que pueden

resultar "contaminantes" a efectos de medición del riesgo, es práctica habitual

eliminar el efecto de las derivas en los modelos normal y lognormal sin reversión a

la media.

Así pues, a pesar de los cálculos realizados y medidas estadísticas obtenidas de

la serie histórica, se impone que el coeficiente μ de las ecuaciones de evolución sea

exactamente 0.

Anexos 302

____________________________________________________________________

7.1.6. Elección del modelo

Es evidente que en el momento de realizar la simulación para un conjunto de

factores de precio, cada uno de ellos va a evolucionar con sólo uno de los modelos

disponibles. Es parte clave del proceso la elección de qué modelo es el más

adecuado para cada uno de ellos.

De manera general se puede asociar un modelo a cada factor de precio en

función de la naturaleza del mismo. Los precios de las acciones, índices de renta

variable, tipos de cambio entre divisas y volatilidades responden bien a

lognormales, mientras que los tipos de interés y las cotizaciones de commodities

(como ya ha comentado) lo hacen frente a lognormales con reversión a la media.

Esta elección, evidentemente no es imperativa, aunque sí muy habitual en el sector.

Otra alternativa es realizar un proceso de estimación de errores en la serie

histórica contra los modelos y parámetros estimados como se ha descrito y

determinar el modelo asociado a cada factor de precio de manera que sea el de

mínimo error acumulado a lo largo de la serie histórica.

Este proceso puede comportar algún inconveniente puesto que depende

fuertemente de la serie particular sobre la que se realizan los cálculos y puede dar

resultados contrarios al sentido común financiero.

Por ejemplo, puede darse el caso de que el modelo que mejor ajusta una serie

diaria de precios de una acción de renta variable sea el normal. El problema está en

que si se desea una evolución a largo plazo, el modelo normal puede resultar en

precios de acciones negativos, cosa que contradice el sentido común.

El ejercicio de elección por minimización de errores puede realizarse más como

prueba para revisar la bondad del modelo escogido pero se entiende que no debe

ser un criterio universal de elección.

Anexos 303

____________________________________________________________________

7.2. Anexo II: Reservas mundiales probadas de gas natural. Evolución por países (109 m3)18

2005 2007 2008 2009 2010 Variación (%) Distribución (%)

América del Norte 7.044 7.617 8.364 9.168 9.534 4 4,9

Estados Unidos 4.451 5.977 6.730 7.468 7.686 2,9 3,9

Canadá 1.593 1.640 1.634 1.700 1.848 8,7 0,9

América Central y Sur 7.378 7.592 7.719 7.916 7.882 -0,4 4

Venezuela 4.287 4.705 4.838 4.982 5.129 3 2,6

Bolivia 757 710 710 710 710 0 0,4

Argentina 542 446 442 399 360 -9,8 0,2

Trinidad y Tobago 532 481 479 500 410 -18 0,3

Méjico 419 392 373 359 346 -3,6 0,2

Brasil 326 348 365 365 364 -0,3 0,2

Perú 325 335 355 415 414 -0,2 0,2

Europa 6.462 6.364 6.167 6.101 6.038 -1 3,1

Noruega 3.159 3.022 2.961 2.985 2.985 0 1,5

Países Bajos 1.449 1.316 1.266 1.236 1.222 -1,1 0,6

Reino Unido 826 684 647 625 532 -14,9 0,3

Alemania 191 155 137 95 137 44,2 0,1

Italia 125 94 84 69 51 -26,1 0

Rumanía 295 628 628 629 629 0 0,3

CEI 53.743 53.766 53.859 54.231 58.882 8,6 30,2

Rusia 44.840 44.855 44.900 44.900 44.900 0 23,1

Turkmenistán 2.680 2.680 2.680 3.000 3.000 0 1,5

Kazajstán 1.900 1.910 1.950 1.950 1.950 0 1

Uzbekistán 1.745 1.755 1.755 1.745 1.745 0 0,9

Azerbaiján 1.275 1.275 1.285 1.359 1.359 0 0,7

Ucrania 1.040 1.030 1.030 1.020 1.020 0 0,5

África 14.078 14.388 14.571 14.775 14.810 0,2 7,6

Nigeria 5.117 5.207 5.292 5.292 5.324 0,6 2,7

Argelia 4.545 4.504 4.504 4.504 4.504 0 2,3

Egipto 1.869 1.985 2.060 2.170 2.170 0 1,1

Libia 1.491 1.491 1.495 1.540 1.539 -0,1 0,8

Angola 270 270 270 310 312 0,6 0,2

Oriente Medio 72.544 73.361 73.887 75.184 77.117 2,6 39,6

Irán 27.500 27.575 28.000 29.050 30.634 5,5 15,7

Qatar 25.783 25.636 25.600 25.580 25.792 0,8 13,2

Arabia Saudita 6.834 7.154 7.300 7.570 7.718 2 4

Abu Dhabi 5.660 6.030 6.030 6.030 6.030 0 3,1

Irak 3.170 3.170 3.170 3.170 3.170 0 1,6

Kuwait 1.572 1.780 1.784 1.784 1.788 0,2 0,9

Omán 690 690 690 690 690 0 0,4

Yemen 479 485 488 490 490 0 0,3

Asia-Oceanía 13.884 14.743 15.459 16.371 20.486 25,1 10,5

China 2.020 2.449 3.000 3.090 4.133 33,8 2,1

Indonesia 2.650 3.000 3.000 3.280 3.280 0 1,7

Australia 2.587 2.421 2.362 3.145 11.532 266,7 5,9

Malasia 2.272 2.371 2.347 2.330 2.330 0 1,2

India 923 1.075 1.055 1.065 1.065 0 0,5

Paquistán 798 847 850 843 800 -5,1 0,4

Papua-Nueva Guinea 428 435 435 442 442 0 0,2

Bangladesh 422 383 374 344 475 38,1 0,2

Brunei 343 331 343 350 350 0 0,2

TOTAL MUNDO 175.133 177.831 180.026 183.746 194.749 6 100

18 Sólo se incluyen los países con mayores reservas en cada área. Datos referidos a principios de cada año. Fuente:

Sedigas.

Anexos 304

____________________________________________________________________

7.3. Anexo III: Tablas riesgo de mercado

7.3.1. Cálculo del margen del coste logístico haciendo uso de las curvas forward del Henry Hub

7.3.2. Cálculo de escenarios mediante la simulación de Montecarlo y cálculo del coste logístico total

ABRIL 2011

Anexos 305

____________________________________________________________________

MAYO2011

Anexos 306

____________________________________________________________________

7.4. Anexo IV: Optimización con GAMS

7.4.1. Código del programa

*PROBLEMA DE OPTIMIZACION DEL BALANCE DE GAS PARA MAYO 2011

SETS

PR plantas de regasificación /Bilbao, Huelva, Cartagena, Mugardos, Sagunto, Barcelona/

CIE conexiones internacionales de entrada /Tuy, Badajoz, Larrau, Tarifa, Almería/

CIS conexiones internacionales de salida /Tuy, Badajoz, Larrau/

ALM almacenamiento subterráneo /AASS/

PSL puntos de suministro logísticos /PSzonaI, PSZonaII, PSzonaIII, PSzonaIV, PSzonaV, PSme, PSld/

PB punto de balance /AOC/

PT periodos horizonte temporal de programación /P1, P2, P3, P4, P5, P6, P7, P8, P9, P10, P11, P12, P13, P14, P15, P16, P17, P18, P19, P20, P21, P22, P23, P24, P25, P26, P27, P28, P29, P30, P31/;

SCALARS

REAJUSTES reajustes periodo kWh /500000/;

PARAMETERS

CAP(PR) capacidad de regasificación de las plantas de regasificación kWh-día

/Bilbao 23600000, Huelva 41500000, Cartagena 15500000, Mugardos 11000000, Sagunto 21000000, Barcelona 38000000/

CAPMINPR(PR) capacidad minima de regasificación de las plantas de regasificación kWhdia


CAPMAXPR(PR) capacidad maxima de regasificacion de las plantas de regasificacion kWhdia


STOCKPR0(PR) stock inicial al inicio del horizonte temporal de las plantas de regasificacion kWh

Bilbao 94098976, Huelva 78171803, Cartagena 66221336, Mugardos 65202766, Sagunto 62334525, Barcelona 145997693/

CAPMINCIE(CIE) capacidad minima de GN de las conexiones internacionales de entrada kWhdia

/Tuy 0, Badajoz 0, Larrau 0, Tarifa 0, Almeria 0/

CAPMAXCIE(CIE) capacidad maxima de GN de las las conexiones internacionales de entrada kWhdia

/Tuy 2000000, Badajoz 4000000, Larrau 13000000, Tarifa 39700000, Almeria 15700000/

Anexos 307

____________________________________________________________________

CAPMINCIS(CIS) capacidad minima de GN de las conexiones internacionales de salida kWhdia

/Tuy 0, Larrau 0, Badajoz 0/

CAPMAXCIS(CIS) capacidad máxima de GN de las las conexiones internacionales de salida kWhdia

/Tuy 1200000, Larrau 2600000, Badajoz 7500000/

CAPMINAASS(ALM) capacidad minima de GN del AASS kWhdia

/AASS 0/

CAPMAXAASS(ALM) capacidad máxima de GN del AASS kWhdia

/AASS 12181700/

STOCKAASS0(ALM) stock inicial al inicio del horizonte temporal del AASS kWh

/AASS 357010121/

STOCKMAX(PB) limite superior del balance de AOC kWh

/AOC 111500000/

STOCKMIN(PB) limite inferior del balance de AOC kWh

/AOC -111500000/

STOCKPB0(PB) stock inicial al inicio del horizonte temporal del punto de balance kWh

/AOC 68161839/

TVREGA(PR) termino var del peaje de regasificacion centkWh

/Bilbao 0.000103, Huelva 0.000103, Cartagena 0.000103, Mugardos 0.000103, Sagunto 0.000103, Barcelona 0.000103/

TVALM(ALM) termino var del canon de AASS cent-kWh

/AASS 0.000244/

TVBUQ(PR) termino var del peaje de descarga buques cent-kWh

/Bilbao 0.000031, Huelva 0.000031, Cartagena 0.000031, Mugardos 0.000031, Sagunto 0.000031, Barcelona 0.000031/

TVPEN(PB) canon de penalización por exceso de stock €-kWh

/AOC 0.00002576/;

TABLE DEMANDA(PT,PSL) demanda puntos suministro logisticos [kWh]

PSzonaI PSZonaII PSzonaIII PSzonaIV PSzonaV PSme PSld

P1 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P2 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

Anexos 308

____________________________________________________________________

P3 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P4 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P5 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P6 19451050 19094150 22841600 8726205 30158050 60673000 17488100

P7 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P8 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P9 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P10 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P11 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P12 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P13 19451050 19094150 22841600 8726205 30158050 60673000 17488100

P14 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P15 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P16 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P17 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P18 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P19 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P20 19451050 19094150 22841600 8726205 30158050 60673000 17488100

P21 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P22 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P23 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P24 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P25 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P26 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P27 19451050 19094150 22841600 8726205 30158050 60673000 17488100

P28 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P29 12854370 12618510 15095040 5766777 19930170 40096200 11557140

P30 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580

P31 23021890 22599470 27034880 10328169 35694490 71811400 20698580;

Anexos 309

____________________________________________________________________

TABLE CISTERNAS (PT,PR) carga de cisternas en las plantas de regasificacion [kWh]

Bilbao Huelva Cartagena Mugardos Sagunto Barcelona

P1 0 0 0 0 800000 0

P2 0 0 1300000 0 0 0

P3 0 0 1300000 0 600000 1100000

P4 0 2350000 0 0 0 0

P5 0 2350000 1300000 0 0 1100000

P6 0 0 1000000 0 0 0

P7 0 2350000 0 0 800000 1000000

P8 0 2350000 1300000 0 0 0

P9 0 2350000 1300000 0 800000 1000000

P10 0 0 0 0 0 0

P11 0 2200000 1300000 0 800000 1000000

P12 0 2200000 0 0 800000 0

P13 0 0 1300000 0 0 1000000

P14 0 2200000 0 0 800000 0

P15 0 0 1300000 0 0 1000000

P16 0 2350000 1300000 0 800000 0

P17 0 2350000 0 0 0 0

P18 0 0 1300000 0 800000 0

P19 0 2350000 1300000 0 800000 0

P20 0 0 0 0 800000 1100000

P21 0 2350000 1300000 0 0 0

P22 0 2350000 1300000 0 800000 1000000

P23 0 0 0 0 800000 0

P24 0 2350000 1300000 0 0 1100000

P25 0 2350000 0 0 0 0

P26 0 2350000 1300000 0 0 0

P27 0 0 1300000 0 600000 1100000

Anexos 310

____________________________________________________________________

P28 0 2350000 0 0 0 0

P29 0 2350000 0 0 800000 0

P30 0 0 1300000 0 0 0

P31 0 2350000 1300000 0 800000 1100000;

TABLE DESCARGA (PT,PR) descarga de buques en plantas de regasificacion [kWh]


P1 0 540000000 0 0 0 0

P2 0 0 0 0 0 0

P3 15000000 0 194000000 0 220000000 440000000

P4 0 0 0 0 0 0

P5 0 0 0 0 0 0

P6 0 0 0 0 0 0

P7 0 0 0 0 0 0

P8 0 0 0 0 0 0

P9 0 0 0 0 230000000 0

P10 0 0 0 0 0 0

P11 0 300000000 0 0 0 0

P12 0 0 0 0 0 0

P13 700000000 0 0 0 0 0

P14 0 0 0 0 0 0

P15 0 0 0 0 0 0

P16 0 0 0 160000000 0 0

P17 0 0 0 0 0 0

P18 0 0 0 0 0 0

P19 0 0 0 0 0 0

P20 0 0 0 0 0 0

P21 0 0 0 0 0 0

P22 0 0 18000000 0 0 0

P23 0 500000000 0 0 0 40000000

Anexos 311

____________________________________________________________________

P24 0 0 0 0 0 0

P25 20000000 0 0 0 0 0

P26 0 0 0 0 0 0

P27 0 0 0 0 0 0

P28 0 0 0 0 0 0

P29 0 0 0 0 0 0

P30 0 0 0 0 0 0

P31 0 0 0 0 0 0;

VARIABLES

PROGPR(PT,PR) programacion de regasificacion diaria al GTS

PROGALM(PT,ALM) programacion de inyeccion en AASS diaria al GTS

PROGCIE(PT,CIE) programacion de importacion diaria al GTS

PROGCIS(PT,CIS) programacion de exportacion diaria al GTS

VSTOCKPR(PT,PR) stock de GNL en las plantas de regasificacion [kWh]

VSTOCKAOC(PT,PB) stock de GN en AOC [kWh]

VPOSEXCESO(PT,PB) Valor positivo del exceso [kWh]

MAXPR1 valor maximo de regasificacion [kWh]






VCOST valor del coste logistico total [€]

VPREGA valor del peaje de regasificacion [€]

VPALM valor del canon de alamcenamiento subterraneo [€]

VPEN valor penalizacion [€];

POSITIVE VARIABLE PROGPR(PT,PR);

POSITIVE VARIABLE PROGALM(PT,ALM);

Anexos 312

____________________________________________________________________

POSITIVE VARIABLE PROGCIE(PT,CIE);

POSITIVE VARIABLE PROGCIS(PT,CIS);

POSITIVE VARIABLE VPOSEXCESO(PT,PB);

POSITIVE VARIABLE VSTOCKAOC(PT,PB);

POSITIVE VARIABLE VSTOCKPR(PT,PR);

FREE VARIABLE VCOST;

EQUATIONS

STOCKPR1(PT,PR) stock plantas de regasificacion dia uno [kWh]

STOCKPR2(PT,PR) stock plantas de regasificacion [kWh]

STOCKAOC1(PT,PB) stock AOC dia uno [kWh]

STOCKAOC2(PT,PB) stock AOC [kWh]

EXCESO(PT,PB) exceso de stock en AOC [kWh]

PREGA peaje de regasificacion [€]

PALM peaje de AASS[€]

PEN penalizaciones por exceso stock en AOC [€]

COST coste logistico total [€]

a(PT,PR) programacion minima de regasificacion [kWh]

b(PT,PR) programacion maxima de regasificacion [kWh]

c(PT,CIE) programacion minima de conexion internacional entrada [kWh]

d(PT,CIE) programacion maxima de conexion internacional entrada [kWh]

e(PT,CIS) programacion minima de conexion internacional salida [kWh]

f(PT,CIS) programacion maxima de conexion internacional salida [kWh]

g(PT,ALM) programacion minima de AASS [kWh]

h(PT,ALM) programacion maxima de AASS [kWh]

EQ1(PT) MAXIMO DE REGASIFICACION [kWh]





Anexos 313

____________________________________________________________________


COND1 CONDICION DE REGASIFICACION [kWh]

INYECCION(ALM) INYECCION EN AAASS;

*capacidades minimas y maximas

a(PT,PR)..

PROGPR(PT,PR) =G= CAPMINPR(PR);

b(PT,PR)..

PROGPR(PT,PR) =L= CAPMAXPR(PR);

c(PT,CIE)..

PROGCIE(PT,CIE) =G= CAPMINCIE(CIE);

d(PT,CIE)..

PROGCIE(PT,CIE) =L= CAPMAXCIE(CIE);

e(PT,CIS)..

PROGCIS(PT,CIS) =G= CAPMINCIS(CIS);

f(PT,CIS)..

PROGCIS(PT,CIS) =L= CAPMAXCIS(CIS);

g(PT,ALM)..

PROGALM(PT,ALM) =G= CAPMINAASS(ALM);

h(PT,ALM)..

PROGALM(PT,ALM) =L= CAPMAXAASS(ALM);

*ecuaciones de stock

STOCKPR1('P1',PR)..

VSTOCKPR('P1',PR) =E= STOCKPR0(PR) - PROGPR('P1',PR)-CISTERNAS('P1',PR) + 0.9999*DESCARGA('P1',PR);

STOCKPR2(PT,PR) $[ORD(PT) ne 1]..

VSTOCKPR(PT,PR) =E= VSTOCKPR(PT-1,PR) - PROGPR(PT,PR)-CISTERNAS(PT,PR) + 0.9999*DESCARGA(PT,PR);

STOCKAOC1('P1',PB)..

VSTOCKAOC('P1',PB) =E= STOCKPB0(PB) + 0.9998*SUM(PR,PROGPR('P1',PR)) - SUM(ALM,PROGALM('P1',ALM)) + SUM(CIE,PROGCIE('P1',CIE)) - SUM(CIS,PROGCIS('P1',CIS)) - SUM(PSL,DEMANDA('P1',PSL)) - REAJUSTES;

STOCKAOC2(PT,PB) $[ORD(PT) ne 1]..

Anexos 314

____________________________________________________________________

VSTOCKAOC(PT,PB) =E= VSTOCKAOC(PT-1,PB) + 0.9998*SUM(PR,PROGPR(PT,PR)) - SUM(ALM,PROGALM(PT,ALM)) + SUM(CIE,PROGCIE(PT,CIE)) - SUM(CIS,PROGCIS(PT,CIS)) - SUM(PSL,DEMANDA(PT,PSL)) - REAJUSTES;

INYECCION(ALM)..

SUM(PT,PROGALM(PT,ALM))=G=300000000;

*exceso de GN en AOC

EXCESO(PT,PB)..

VPOSEXCESO(PT,PB) =G= VSTOCKAOC(PT,PB) - STOCKMAX(PB);

*limite stock en plantas

COND1..

SUM((PT,PR),VSTOCKPR(PT,PR)) =L= SUM(PR,CAP(PR))*8*31;

*valores maximos de regasificacion del mes en cada planta

EQ1(PT)..

MAXPR1 =G= PROGPR(PT,'Huelva');

EQ2(PT)..

MAXPR2 =G= PROGPR(PT,'Sagunto');

EQ3(PT)..

MAXPR3 =G= PROGPR(PT,'Bilbao');

EQ4(PT)..

MAXPR4 =G= PROGPR(PT,'Mugardos');

EQ5(PT)..

MAXPR5 =G= PROGPR(PT,'Cartagena');

EQ6(PT)..

MAXPR6 =G= PROGPR(PT,'Barcelona');

*peajes y penalizaciones

PREGA..

VPREGA =E= SUM((PR),(SUM((PT), PROGPR(PT,PR)) * TVREGA(PR)))+ 0.017323*MAXPR1 + 0.017323*MAXPR2 + 0.017323*MAXPR3+ 0.017323 * MAXPR4 + 0.017323*MAXPR5 + 0.017323*MAXPR6;

PALM..

VPALM =E= SUM((ALM),(SUM((PT), PROGALM(PT,ALM)) * TVALM(ALM)))+ 341195512*0.000411;

PEN..

Anexos 315

____________________________________________________________________

VPEN =E= SUM ((PT,PB), VPOSEXCESO(PT,PB)*TVPEN(PB)*1.1)

*variable objetivo

COST..

VCOST =E= VPREGA + VPALM + VPEN;

MODEL logistic /all/;

SOLVE logistic using LP minimizing VCOST;

DISPLAY VCOST.L, VSTOCKPR.L, PROGPR.L, VSTOCKAOC.L, PROGCIE.L, PROGCIS.L, PROGALM.L, VPOSEXCESO.L, VPREGA.L, VPEN.L, VPALM.L;

7.4.2. Resultados obtenidos

Programación de regasificación en las plantas


P1 0,00 42.328.026,77 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P2 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P3 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P4 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P5 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P6 0,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P7 0,00 42.328.026,77 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P8 0,00 42.328.026,77 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P9 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P10 0,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P11 20.153.816,63 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P12 0,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P13 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P14 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P15 24.780.000,00 38.263.643,58 9.631.305,39 0,00 16.125.468,55 21.139.692,35

P16 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P17 24.780.000,00 36.878.390,71 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P18 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P19 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P20 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P21 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P22 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P23 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P24 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P25 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P26 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P27 24.780.000,00 42.328.026,77 9.631.305,39 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P28 24.780.000,00 42.328.026,77 0,00 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P29 24.780.000,00 42.328.026,77 0,00 8.977.818,94 16.125.468,55 298.614,93

P30 24.780.000,00 42.328.026,77 0,00 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

P31 24.780.000,00 42.328.026,77 0,00 8.977.818,94 16.125.468,55 21.139.692,35

Anexos 316

____________________________________________________________________

Stock en las plantas de regasificación


P1 94.098.976,00 575.789.776,23 56.590.030,61 65.202.766,00 45.409.056,45 124.858.000,65

P2 94.098.976,00 533.461.749,46 45.658.725,22 65.202.766,00 29.283.587,90 103.718.308,31

P3 84.317.476,00 491.133.722,69 228.708.019,83 56.224.947,06 232.536.119,35 521.434.615,96

P4 59.537.476,00 446.455.695,92 219.076.714,44 53.866.913,63 216.410.650,81 500.294.923,61

P5 44.933.816,63 401.777.669,15 208.145.409,05 44.889.094,69 200.285.182,26 478.055.231,26

P6 44.933.816,63 359.449.642,38 197.514.103,65 35.911.275,76 184.159.713,71 456.915.538,92

P7 44.933.816,63 314.771.615,61 187.882.798,26 35.911.275,76 167.234.245,16 434.775.846,57

P8 44.933.816,63 270.093.588,84 176.951.492,87 35.911.275,76 151.108.776,61 413.636.154,22

P9 20.153.816,63 225.415.562,07 166.020.187,48 26.933.456,82 364.160.308,06 391.496.461,87

P10 20.153.816,63 183.087.535,30 156.388.882,09 17.955.637,88 348.034.839,52 370.356.769,53

P11 0,00 438.529.508,53 145.457.576,70 8.977.818,94 331.109.370,97 348.217.077,18

P12 0,00 394.001.481,76 135.826.271,31 0,00 314.183.902,42 327.077.384,83

P13 675.150.000,00 351.673.454,99 124.894.965,92 0,00 298.058.433,87 304.937.692,49

P14 650.370.000,00 307.145.428,23 115.263.660,53 0,00 281.132.965,32 283.798.000,14

P15 625.590.000,00 268.881.784,65 104.332.355,14 0,00 265.007.496,77 261.658.307,79

P16 600.810.000,00 224.203.757,88 93.401.049,75 151.006.181,06 248.082.028,23 240.518.615,44

P17 576.030.000,00 184.975.367,17 83.769.744,35 142.028.362,12 231.956.559,68 219.378.923,10

P18 551.250.000,00 142.647.340,40 72.838.438,96 133.050.543,18 215.031.091,13 198.239.230,75

P19 526.470.000,00 97.969.313,63 61.907.133,57 124.072.724,24 198.105.622,58 177.099.538,40

P20 501.690.000,00 61.886.396,41 52.275.828,18 115.094.905,31 181.180.154,03 154.859.846,05

P21 476.910.000,00 44.678.026,77 41.344.522,79 106.117.086,37 165.054.685,48 133.720.153,71

P22 452.130.000,00 0,00 48.411.417,40 97.139.267,43 148.129.216,94 111.580.461,36

P23 427.350.000,00 457.621.973,23 38.780.112,01 88.161.448,49 131.203.748,39 130.436.769,01

P24 402.570.000,00 412.943.946,46 27.848.806,62 79.183.629,55 115.078.279,84 108.197.076,67

P25 397.788.000,00 368.265.919,69 18.217.501,23 70.205.810,61 98.952.811,29 87.057.384,32

P26 373.008.000,00 323.587.892,92 7.286.195,84 61.227.991,67 82.827.342,74 65.917.691,97

P27 348.228.000,00 281.259.866,15 2.600.000,00 52.250.172,73 66.101.874,19 43.677.999,62

P28 323.448.000,00 236.581.839,38 2.600.000,00 43.272.353,79 49.976.405,65 43.677.999,62

P29 298.668.000,00 191.903.812,61 2.600.000,00 34.294.534,86 33.050.937,10 43.379.384,69

P30 273.888.000,00 149.575.785,84 1.300.000,00 25.316.715,92 16.925.468,55 22.239.692,35

P31 249.108.000,00 104.897.759,07 0,00 16.338.896,98 0,00 0,00

Programación de importación de gas a través de conexiones internacionales

Tuy Badajoz Larrau Tarifa Almeria

P1 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P2 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P3 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P4 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P5 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P6 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P7 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P8 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P9 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P10 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P11 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P12 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P13 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P14 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P15 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P16 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P17 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P18 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P19 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P20 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P21 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P22 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P23 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P24 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P25 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P26 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P27 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P28 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P29 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P30 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

P31 2000000 4000000 13000000 39700000 15700000

Anexos 317

____________________________________________________________________

Programación de inyección en AASS

AASS

P1 12.181.700

P2 12.181.700

P3 10.371.363

P4 0

P5 0

P6 12.181.700

P7 12.181.700

P8 12.181.700

P9 0

P10 0

P11 0

P12 0

P13 9.449.537

P14 12.181.700

P15 12.181.700

P16 12.181.700

P17 12.181.700

P18 12.181.700

P19 12.181.700

P20 12.181.700

P21 12.181.700

P22 12.181.700

P23 12.181.700

P24 12.181.700

P25 12.181.700

P26 12.181.700

P27 12.181.700

P28 12.181.700

P29 12.181.700

P30 12.181.700

P31 12.181.700

Stock de GN en el AOC

AOC

P1 101.168.580,16

P2 134.175.321,32

P3 109.472.795,01

P4 88.523.169,98

P5 64.017.701,15

P6 45.486.517,68

P7 78.493.258,84

P8 111.500.000,00

P9 97.168.836,53

P10 58.062.629,07

P11 39.106.207,47

P12 0,00

P13 0,00

P14 57.781.785,16

P15 111.500.000,00

P16 84.987.136,53

P17 53.025.726,93

P18 26.512.863,47

P19 0,00

P20 0,00

P21 39.293.645,34

P22 106.051.453,87

P23 79.538.590,40

P24 53.025.726,93

P25 26.512.863,47

P26 0,00

P27 0,00

P28 35.992.964,99

P29 72.284.485,19

P30 36.142.242,60

BIBLIOGRAFÍA

Bibliografía 319

____________________________________________________________________

8. Bibliografía

En la redacción del presente documento puede citarse la siguiente bibliografía

como fuente de información:

[BROW99] Brown G. W., D. H. Chew, “Corporate Risk. Strategies and Management”, Risk Books, 1999.

[JORI07] Jorion P., “Financial Risk Manager Handbook”, Wiley Finance, 2007.

[CLUB07] Club Español de la Energía, “La seguridad y la cooperación energética: garantía de futuro”, Club Español de la Energía, 2007.

[AGEN07] Agencia Internacional de la Energía, “Manual de Estadísticas Energéticas”, Agencia Internacional de la Energía, 2007.

[ORDE05] “Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista”, BOE, 2005.

[REAL01] “Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural”, BOE, 2001.

[LEY98] “Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos”, BOE, 1998.

[REAL02] “Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural”, BOE, 2002.

[BP10] BP, “BP Statistical Review of World Energy June 2010”, BP, 2010.

Bibliografía 320

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[BOUD04] Boudoukh J., L. Allen, A. Saunders, “Understanding Market, Credit

and Operational risk: The value at risk Approach”, Blackwell

Publishing, 2004.

[RUSH06] Rushton A., P. Croucher, “The handbook in logistics and

distribution management”, Kogan Page, 2006.

[CHAN06] Chandra V., “Fundamentals of natural gas: an international

perspective”, Penn Well Corporation, 2006.

[BERN10] International Energy Association (IEA), “Natural Gas Information

2010”, IEA Statistics, 2010.

[ENAG10] Enagás, “El Sistema Gasista Español: Informe 2010”, Enagás, 2010.

[COMI09] Comisión Nacional de la Energía (CNE), “Información básica de los

sectores de la energía-2009”, Comisión Nacional de la Energía

(CNE), 2009.

[ENER10] U.S. Energy Information Administration (EIA), “International

Energy Outlook 2010”, U.S. Energy Information Administration

(EIA), 2010.

[MINI09] Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, Gobierno de España,

“La Energía en España 2009”, Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio, Gobierno de España, 2009.

Bibliografía 321

____________________________________________________________________

A continuación se muestran las páginas web que también se han utilizado como

referencia en la elaboración del presente documento.

Enagás: www.enagas.es

Comisión Nacional de la Energía: www.cne.es

Asociación Española del Gas- Sedigas: www.sedigas.es

Cedigaz: www.cedigaz.org

Gas Natural Fenosa: www.gasnatural.com

Saggas: www.saggas.com

Reganosa: www.reganosa.com

BP: www.bp.com

www.naturalgas.org

GRTgaz: www.grtgaz.com

TIGF: www.tigf.fr

Federal Energy Regulatory Commission (FERC): www.ferc.gov

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, Gobierno de España:

www.mityc.es

Noticias Jurídicas: www.noticias.juridicas.com

Comisión Europea: http://ec.europa.eu/index_es.htm

http://www.enagas.es/

http://www.cne.es/

http://www.sedigas.es/

http://www.cedigaz.org/

http://www.gasnatural.com/

http://www.saggas.com/

http://www.reganosa.com/

http://www.bp.com/

http://www.naturalgas.org/

http://www.grtgaz.com/

http://www.tigf.fr/

http://www.ferc.gov/

http://www.mityc.es/

http://www.noticias.juridicas.com/

http://ec.europa.eu/index_es.htm

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