Índice. 1. Objeto de la Tesis Introducción al Mercado del Gas Figuras del Mercado Gasista Español... 2

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1 Índice 1. Objeto de la Tesis Introducción al Mercado del Gas Figuras del Mercado Gasista Español Instalaciones que Constituyen el Sistema Gasista Instalaciones Gasistas en España Capacidad Contratada y Disponible de Instalaciones Balance Económico del Sistema Gasista en el año La Nueva Situación del Mercado Gasista Español Proceso de Liberalización del Gas Natural Medidas de Aceleración de la Competencia Marco Legal del Sistema Retributivo y Tarifario Marco Retributivo: Orden ECO/301/ Marco Tarifario: Orden ECO/302/2002 (Tarifas) Marco Tarifario: Orden ECO/303/2002 (Peajes) Sistema de liquidaciones. Orden ECO/2692/ Configuración del Acceso de Terceros a las Instalaciones Gasistas Adaptación del Grupo Gas Natural a la Nueva Situación Trading de Gas. La Gestión del Riesgo Riesgo y Rentabilidad Instrumentos de Gestión de Riesgos Identificación del Riesgo Formas de cubrir el Riesgo. Los Mercados Financieros España: Coste Materia Prima (Cmp) Características Generales del Mercado de Gas Natural en Europa Los HUBS La Seguridad de Suministro...53 Económica del Sector Eléctrico i Rev. 0 (22/01/03)

2 5.1 Criterios de Abastecimiento Ciclos Combinados Previsión de la Demanda El Gas Natural Licuado (GNL) Inversiones Previstas en el Periodo Conclusiones En Cuanto a la Nueva Legislación En Cuanto al Trading del Gas en España En cuanto a la seguridad de suministro Bibliografía...72 Anexo: Estadísticas de Gas Natural a Dicimbre de I Económica del Sector Eléctrico ii Rev. 0 (22/01/03)

3 1. Objeto de la Tesis La apertura del mercado gasista español ha dado comienzo. El 15 de Febrero de 2002 el Gobierno aprobaba la nueva normativa reguladora del régimen económico de las actividades gasistas en el marco de la liberalización del sector a través de tres Órdenes Ministeriales relativas a la retribución de las inversiones realizadas en infraestructuras básicas gasistas, a los peajes y cánones de acceso a redes y a la reducción de tarifas. Con este nuevo marco regulatorio y en pleno proceso de liberalización, esta Tesis pretende ofrecer una visión panorámica y global, así como un análisis del Mercado del Gas Natural en España dentro de la situación que vive este sector actualmente. Para acometer esta tarea previamente se identificarán las figuras e instalaciones que componen el sistema gasista español, a continuación se analizará el proceso que ha seguido España para la liberalización incluyendo los cambios que ha introducido la nueva legislación vigente. Como caso práctico se incluye un estudio sobre el Grupo Gas Natural que desde que en octubre de 1998, momento en el que se aprobó la ley de Hidrocarburos y se inició el proceso de liberalización del sector gasista, ha tenido que reorganizar su estructura para adaptarse a la nueva situación. Las empresas gasistas, eléctricas y demás operadores se enfrentan ahora a la competencia en el sector para importar gas y comercializar entre grandes consumidores, así como a la entrada de nuevos operadores. Los nuevos retos que ha de afrontar el sector energético, obligan a analizar también el Trading que existe entorno al gas, así como las herramientas disponibles para gestionar los riesgos e intentar garantizar el éxito de las operaciones. Finalmente, se analizará el riesgo de desabastecimiento que está latente dadas las previsiones de demanda futura incapaces de ser cubiertas por las infraestructuras actuales. Económica del Sector Eléctrico 1 Rev. 0 (22/01/03)

4 2. Introducción al Mercado del Gas El gas natural fue descubierto a principios del decenio de 1950, tuvieron que pasar décadas antes de que el gas natural adquiriera un carácter privilegiado en el sector energético. De ser considerado un producto energético de segunda clase (subproducto inevitable de la explotación petrolífera), se ha convertido en un vector energético de amplio espectro. Fácil de usar, gracias en particular a la distribución en red, penetra en todos los sectores del consumo energético, desde la electricidad a la producción de calor o al transporte. En este punto se identificarán los agentes que participan del Mercado del Gas en España explicando el papel que desempeña cada uno de ellos y en que condiciones participan en este mercado. Seguidamente se comentarán las instalaciones que forman parte del sistema gasista, finalizando con algunos datos económicos del 2002 con objeto de conocer el impacto económico de este sector. 2.1 Figuras del Mercado Gasista Español El modelo de funcionamiento del sistema gasista corresponde al siguiente esquema que de forma gráfica muestra los agentes que juegan en este mercado y las relacciones que se dan entre ellos: Económica del Sector Eléctrico 2 Rev. 0 (22/01/03)

5 Funcionamiento general del sistema Flujo físico y contrato de acceso del gas en el mercado liberalizado. Contratos de producto en el mercado liberalizado. Transacciones y flujo físico en el mercado regulado A p r o v i s i o n a m i e n t o Contrato con productores. Almacenamiento de Gas Gestión de Reservas Peaje regasific. (Si GNL) Transportista Comercializador (-es) Venta de Clientes Elegibles, contratos con comercializadoras. Mantiene reserva y diversifica aprovisionamiento. Tiene derecho de ATR sobre Transporte y Distribución. Gestor Técnico del Sistema Gestión de Red Básico/Secundaria. Continuidad/Seguridad/Coordinación Regasifica, transporta y almacena. Tiene obligación de ATR. Mantiene existencias y diversifica Peaje TTE y aprovisionamiento. Distr. Suministra a Distribuidores a precio regulado. Distribuidor Contratos a clientes finales. Tiene instalaciones de distribución. Está obligado a suministrar. Tiene obligación de ATR. Precio Pactado Peaje TTI y Distr. Clientes Cualificados Contratos Libres Mercado Regulado Contratos Regulados Precio de cesión Tarifa de venta de GN A continuación se describe cada una de las figuras mostradas en el cuadro y se explica el papel que desempeñan logrando así el correcto funcionamiento del mercado: Productor Realiza la exploración, investigación y explotación de los yacimientos de hidrocarburos. Transportista Titular de instalaciones de almacenamiento, regasificación o gasoductos de transporte (presión > 16 bar), las cuales opera y mantiene. Compra el gas necesario para el mercado regulado (a tarifa). Su actividad está regulada mediante el cobro de peajes y cánones. Actualmente las empresas transportistas en España (Transporte, Regasificación y Almacenamiento) son las siguientes: Enagas, S.A. Económica del Sector Eléctrico 3 Rev. 0 (22/01/03)

6 Gasoducto Al Andalus, S.A. Gasoducto de Extremadura, S.A. Sociedad de Gas Euskadi, S.A. Bahía de Bizkaia Gas, S.L. (en fase de autorización) Regasificadora del Noroeste S.A. (en fase de autorización) Distribuidor Titular de instalaciones de distribución de gas natural (presión menor o igual de 16 bares o que alimenten a un solo consumidor), las cuales construye, opera y mantiene. Da suministro a los clientes a tarifa. Su actividad está regulada mediante el cobro de peajes y cánones. Las compañías distribuidoras de gas natural en España son las siguientes: Bilbogas, S.A. Compañía Española de Gas, S.A. Distribuidora Regional del Gas, S.A. Distribución y Comercialización de Gas de Extremadura, S.A. Donostigas, S.A. Gas Alicante S.A.U. Gas Aragón S.A. Gas Andalucía S.A. Gas Castilla-La Mancha, S.A. Gas de Asturias S.A. Gas Directo, S.A. Gas Figueres, S.A. Gas Galicia SDG, S.A. Gas Hernani, S.A. Económica del Sector Eléctrico 4 Rev. 0 (22/01/03)

7 Gas Natural Cantabria SDG, S.A. Gas Natural Castilla y León S.A. Gas Natural SDG, S.A. Gas Natural de Alava, S.A. Gas Natural La Coruña, S.A. Gas Natural Murcia SDG, S.A. Gas Navarra, S.A. Gas Pasaia, S.A. Gas Rioja, S.A. Gesa Gas, S.A. (distribución de aire propanado) Meridional de Gas S.A.U. Sociedad del Gas Euskadi, S.A. Tolosa Gas, S.A. Comercializador Adquiere gas natural (a productores u otros comercializadores) y lo vende a sus clientes cualificados o a otros comercializadores en condiciones libremente pactadas. Utiliza las instalaciones de transportistas y distribuidores para el transporte y suministro de gas a sus clientes, a cambio de un peaje. Esta es una actividad no regulada. Las empresas comercializadoras de gas natural en España hasta la fecha son las siguientes: Gas Natural Comercializadora, S.A. Naturgas Comercializadora, S.A. Iberdrola Gas, S.A. Hidrocantábrico Energía, S.A. BP Gas España, S.A. Económica del Sector Eléctrico 5 Rev. 0 (22/01/03)

8 Comercializadora Ibérica de Gas, S.A. Endesa Energía, S.A. Shell España, S.A. Cepsa Gas Comercializadora, S.A. Unión Fenosa Gas Comercializadora, S.A. Enron España Energía, S.L. Aquila Energy Comercializadora Comercialización de Energía Natural, S.A. Louis Dreyfus Electricidad y Gas, S.L. Sempra Energy Europe España, S.L.. Carboex, S.A. Edison Gas España, S.A. Gaz de France Comercializadora, S.A. Totalfina Elf Gas & Power, S.A. RWE Trading GMBH, Sucursal en España Enron Directo, S.L. El Paso Merchant Energy Spain, S.L. TXU Europe Energy Trading B.V., Sucursal en España Comercializadora Sideribérica de Gas, A.I.E. Unión Fenosa Multiservicios, S.L. Ilerda Wind, S.L. Cinegy Global Power Iberia, S.A. Ingeniería y Comercialización del Gas (Incogás), S.A. Dynegy España S.L. ENI España Comercializadora de Gas, S.A. Aunque parezca que existen muchas comercializadoras en España y que, por tanto, la competitividad entre ellas está asegurando que el desenlace final ha de ser una disminución de Económica del Sector Eléctrico 6 Rev. 0 (22/01/03)

9 precios para los clientes finales, la realidad es que mas del 75% del mercado lo tiene copado Gas Natural Comercializadora. Según Gas Natural SDG la distribución es la que se muestra en el siguiente gráfico: Distribución del Mercado Liberalizado entre Comercializadoras 23% 77% Gas Natural Comercializadora Otas Comercializadoras Consumidor cualificado Puede elegir entre adquirir el gas a su distribuidor, a la tarifa establecida reglamentariamente, o adquirir el gas a cualquier comercializador, en condiciones libremente pactadas. También podría adquirir el gas que va a consumir en origen, encargarse de su transporte hasta los puntos de entrada del sistema gasista en España (Plantas de Regasificación o Conexiones Internacionales por Gasoducto) y realizar los contratos de acceso a las instalaciones de transporte y distribución, abonando los peajes y cánones de acceso establecidos reglamentariamente. Por su complejidad, esta alternativa sólo es recomendable para enormes consumidores de gas natural (por ejemplo, una planta de ciclo combinado). Este tipo de consumidores tienen acceso a redes de transporte y distribución. La actividad que desarrolla el consumidor cualificado es una actividad no regulada. Desde el 1 de enero de 2003 todos los consumidores de gas pueden elegir suministrador. Económica del Sector Eléctrico 7 Rev. 0 (22/01/03)

10 Consumidor a tarifa Tiene suscrito su contrato de suministro con una empresa distribuidora, a la que abona la tarifa establecida reglamentariamente. Gestor Técnico del Sistema Gestiona y coordina todos los agentes del sistema gasista nacional. Esta tarea, en España está encomendada a Enagás, S.A. en su condición de transportista principal. El Gestor tiene por objeto garantizar la continuidad y seguridad de suministro de gas natural y la correcta coordinación entre los puntos de acceso, los almacenamientos, el transporte y la distribución, bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia. La Comisión Nacional de Energía (CNE) Es el organismo público encargado de velar por la competencia efectiva en los sistemas energéticos y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumidores. Entre sus funciones, actúa como órgano consultivo de la Administración, participa en el desarrollo reglamentario y en la autorización de instalaciones, además de ser órgano arbitral en conflictos entre los distintos sujetos de los sistemas energéticos. 2.2 Instalaciones que Constituyen el Sistema Gasista El sistema gasista comprende las instalaciones incluidas en la Red Básica de Transporte, la Red de Transporte Secundario, la Red de Distribución y demás instalaciones complementarias. 1. Red Básica de Transporte. Forman parte de la red básica de transporte: Económica del Sector Eléctrico 8 Rev. 0 (22/01/03)

11 Las plantas de Licuefacción: transforman el gas natural al estado líquido para facilitar su almacenamiento y transporte en buques metaneros. Las Plantas de Regasificación: transforman el gas natural líquido de los buques metaneros al estado gaseoso mediante la aportación de calor para introducirlo en la red de gasoductos. Los Gasoductos de Transporte Primario: son aquellos cuya presión máxima de diseño es igual o superior a 60 bares. Los Almacenamientos Subterráneos: almacenan gas en el subsuelo para asegurar la continuidad y suministro de gas en caso de fallo de los aprovisionamientos y modular la demanda. Generalmente son antiguos yacimientos. Las Conexiones Internacionales: gasoductos que conectan el sistema gasista español con otros sistemas o con yacimientos en el exterior. 2. Red de Transporte Secundario: Forman parte de la red de transporte secundario aquellos cuya presión máxima de diseño está comprendida entre 60 y 16 bares. 3. Red de Distribución: Forman parte de la red de distribución los gasoductos cuya presión máxima de diseño sea igual o inferior a 16 bares, y aquellos otros que, con independencia de su presión máxima de diseño, tengan por objeto conducir el gas a un único consumidor partiendo de un gasoducto de la red básica o de transporte secundario Instalaciones Gasistas en España El desarrollo de las infraestructuras gasistas en España viene condicionado por la escasa producción de gas nacional, y por la situación geográfica de España alejada de los yacimientos Económica del Sector Eléctrico 9 Rev. 0 (22/01/03)

12 europeos del Mar del Norte y Rusia. Ambos factores provocaron un desarrollo tardío del gas natural, que comenzó a finales de los sesenta con la construcción de la primera planta de regasificación en Barcelona, abastecida a partir de GNL libio y argelino, seguida de las de Huelva y Cartagena. Posteriormente, en 1993 se realiza la conexión por gasoducto con Francia, que conecta la red española con el yacimiento francés de Lacq, y en 1996 se finaliza el gasoducto del Magreb que conecta la Península Ibérica con los yacimientos de gas argelinos, atravesando Marruecos y el estrecho de Gibraltar. La peculiaridad del sistema de gas español, en comparación con otros países europeos, es la elevada dependencia de las importaciones y el elevado protagonismo de las plantas de regasificación en el aprovisionamiento. El avance de las infraestructuras de gas natural por el territorio peninsular experimenta un gran impulso a partir del Protocolo del Gas de 1985, avance que continúa en la actualidad y que se concreta en varios Planes de gasificación acordados entre las empresas de gas y las Comunidades Autónomas. El desarrollo de las infraestructuras de gas está condicionado por la elevada extensión territorial, así como por la distribución de la población y la industria. Las infraestructuras actuales de gas natural en España se componen de tres plantas de regasificación de gas natural licuado, unos km de gasoductos de transporte, más de km de gasoductos de distribución, dos almacenamientos subterráneos, tres yacimientos y cuatro conexiones internacionales (con Marruecos, con Francia y dos con Portugal), además de otras instalaciones auxiliares, estaciones de compresión y plantas satélite de GNL.. Como dato interesante mencionar que la red española de energía eléctrica cuenta con Km de redes de transporte y más de Km de redes de distribución Capacidad Contratada y Disponible de Instalaciones El conocimiento de las capacidades del sistema gasista es de vital importancia para la actuación empresarial y la toma de decisiones de los comercializadores. Económica del Sector Eléctrico 10 Rev. 0 (22/01/03)

13 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 del gas natural, determina, en su artículo 6.5. la obligación de los titulares de instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte de publicar, con periodicidad trimestral, la capacidad contratada y disponible en cada una de sus instalaciones, distinguiendo la capacidad asignada a contratos de acceso de duración mayor o igual a dos años, y los contratos de acceso de duración inferior a dos años. 2.3 Balance Económico del Sistema Gasista en el año 2002 Con objeto de conocer el impacto económico del sector gasista en España, se muestran a continuación las cifras globales que se dieron en el año 2002 indicando asimismo el reparto que se hizo entre los distintos agentes de los ingresos obtenidos. VOLUMEN PREVISTO DE GAS GWh INGRESOS PREVISTOS Por tarifas: Por peajes y cánones: CMP A TARIFA DISPONIBLE PARA RETRIBUCIÓN Regasificación: Almacenamiento SUB(*): Transporte: Distribución: Gestión compra venta: Suministro a tarifa: Gestión técnica del sistema: CNE: (*) Volumen de gas 35 días consumo firme. Datos expresados en miles de euros. El porcentaje de retribución por actividad sobre el total retribución se muestra en el siguiente gráfico: Económica del Sector Eléctrico 11 Rev. 0 (22/01/03)

14 Suministro a Tarifa 7,6% Gestor Técnico del Sistema 0,6% CNE 0,1% Regasificación 5,6% Almacenamiento 3,7% Gestión de compra-venta 1,5% Transporte 20,6% Distribución 60,3% Económica del Sector Eléctrico 12 Rev. 0 (22/01/03)

15 3. La Nueva Situación del Mercado Gasista Español En 1998 comienza la liberalización del mercado gasista en España, la ley cambia y se establecen nuevas normas para jugar en este mercado, a continuación se explican los cambios que tuvieron lugar a partir de ese momento y las medidas que adoptó el Estado para liberalizar el sector. 3.1 Proceso de Liberalización del Gas Natural La ley de Hidrocarburos de 7 de Octubre de 1998 abandona la idea de titularidad pública en el sistema gasista español, pasando a una concepción fundada en el principio de empresa y con la introducción de nuevas categorías de agentes y actores en el esquema de funcionamiento del sistema gasista. El objetivo de la nueva ley es la búsqueda de una mayor competitividad de las empresas gasistas, beneficiando a los consumidores finales. El modelo de apertura propuesto, pretende un desarrollo ordenado y equilibrado del sistema gasista, disponiendo de un periodo de adaptación que debería permitir la recuperación de las inversiones. Los pilares básicos de la ley promulgan: El derecho de acceso a las infraestructuras a un precio razonable Comercializadores, consumidores cualificados y transportistas pueden acceder a instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento. Comercializadores y consumidores cualificados pueden acceder a las instalaciones de distribución. Este acceso será a través de un mercado regulado. La libertad de comercialización de gas Se transforma en una actividad libre, con precios libremente pactados entre comercializadores y consumidores cualificados. Económica del Sector Eléctrico 13 Rev. 0 (22/01/03)

16 El Transportista tiene la obligación de proponer las Normas de Gestión Técnica del Sistema (NGTS) donde se establecen que relaciones van a existir entre transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados para que el acceso de terceros al sistema gasista sea técnicamente viable. La normativa de gestión técnica del sistema, aprobada por el Ministerio de Economía previo informe de la Comisión Nacional de Energía, tiene por objeto propiciar el correcto funcionamiento técnico del sistema gasista para garantizar la continuidad, calidad y seguridad de suministro de gas natural, coordinando la actividad de todos los transportistas y restantes sujetos del sistema respetando los principios de objetividad, transparencia y no discriminación. Se consideran incluidos en el ámbito de la aplicación de la norma las actividades relacionadas con la regasificación, transporte, almacenamiento y distribución, así como la coordinación de la actividad de comercialización con los anteriores, en relación al derecho de acceso a sus instalaciones. Corresponde a la Comisión Nacional de Energía resolver los conflictos que le sean planteados en relación con la gestión técnica del sistema de gas natural. 3.2 Medidas de Aceleración de la Competencia Dentro de la política económica desarrollada por el Gobierno que intenta lograr un ritmo económico creciente y de integración con las distintas políticas europeas, resulta imprescindible establecer condiciones competitivas en mercados vitales para la actividad económica. El Real Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios establece las pautas de la liberalización de los mercados energéticos. En el sector del gas natural, las actuaciones van encaminadas fundamentalmente a facilitar la entrada de nuevos comercializadores, a mejorar la gestión técnica del sistema gasista y a acelerar el calendario de liberalización. Para ello, se abre el accionariado de la principal empresa transportista, a la que se encomiendan las funciones de gestor técnico del sistema, con lo que Económica del Sector Eléctrico 14 Rev. 0 (22/01/03)

17 se consigue una mayor objetividad y transparencia en la utilización de instalaciones de transporte. La disposición transitoria del Real Decreto-ley 6/2000 de medidas urgentes de intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios, determina que el titular del contrato de aprovisionamiento de gas natural procedente de Argelia y suministrado a través del gasoducto El Magreb asignará un 75% del gas proveniente del mismo Enagas, Sociedad Anónima, que lo destinará a los distribuidores para su venta a los consumidores a tarifa, y el 25% restante a comercializadores para su venta a consumidores cualificados. El procedimiento de adjudicación del citado gas natural, fijado por Orden del Ministerio de Economía, estipula que dicho proceder deberá ser transparente y no discriminatorio y tendrá como objetivo facilitar la entrada de nuevos comercializadores. En este sentido, el procedimiento establecido cumple con los objetivos, ya que por un lado fija un precio cierto que recibirá la empresa vendedora y por otro la adjudicación se realizará en base a las ofertas recibidas de forma totalmente objetiva y transparente. Adicionalmente la orden ministerial fija los condicionantes de propiedad, transferencia, cantidades y precio del gas natural, así como las distintas fases a seguir en el comentado proceso de reparto. Por último se adelanta el calendario de liberalización a partir de la entrada en vigor del Real Decreto-ley, siendo la apertura del mercado completa para todos los consumidores a partir del 1 de enero de Marco Legal del Sistema Retributivo y Tarifario Durante el año 2002 el marco regulatorio y retributivo del gas ha cambiado. En cuanto al marco retributivo según las Órdenes ECO/301/2002, ECO/302/2002 (Tarifas), ECO/303/2002 (Peajes) y en cuanto al sistema de liquidaciones la Orden ECO/2692/2002. Si hacemos un resumen cronológico se aprecia la evolución legislativa que se ha dado a este respecto: Económica del Sector Eléctrico 15 Rev. 0 (22/01/03)

18 En octubre de 1998 la Ley de Hidrocarburos sienta las bases para la liberalización del sector gasista. En agosto de 2001 el Real Decreto 949/2001 introduce la nueva regulación de Acceso de Terceros a la Red (ATR) y el Sistema Económico Integrado. En febrero de 2002 la Orden ECO/301/2002 marca la retribución de las actividades reguladas del sector gasista. La Orden ECO/302/2002 expone las tarifas de gas natural y alquiler de contadores. La Orden ECO/303/2002 sienta las bases en cuanto a Peajes y cánones de ATR. En noviembre de 2002 la Orden ECO/2692/2002 marca el nuevo sistema de liquidaciones. Este nuevo marco legal pretende conjugar tres objetivos: El desarrollo de las infraestructuras mediante un sistema de retribuciones que permita una adecuada rentabilidad de las inversiones. Un sistema de tarifas, peajes y cánones basado en costes, para que cada usuario pague el gas en función de los costes que causa al sistema. Que el acceso a las redes sea objetivo, transparente y no discriminatorio. Se intenta evitar subsidios cruzados entre los agentes. Para ello, este nuevo marco legal regula los siguientes aspectos: Las instalaciones incluidas en régimen de ATR y sujetos con derecho de acceso. El procedimiento para solicitar y contratar el acceso. Esboza las líneas básicas de las Normas de Gestión Técnica del Sistema (NGTS), estas normas aun están en discusión. Marca los principios aplicados para el cálculo de la retribución de las actividades reguladas. Económica del Sector Eléctrico 16 Rev. 0 (22/01/03)

19 Se establece la estructura de tarifas, peajes y cánones, y criterios generales para su determinación. Regula las actividades sujetas al procedimiento de liquidaciones y cuotas de recaudación con destinos específicos. Comparando los sistemas anterior y actual se observa que en el sistema anterior no existía una legislación que regulara explícitamente los costes reconocidos de las empresas 1. En el sistema anterior había tarifas y peajes regulados, la retribución no dependía de los costes de las empresas, cada empresa tenía su propia facturación y la metodología de cálculo no era conocida. El sistema actual parte de una retribución reconocida. Ahora la Facturación la recaudan las empresas pero están sujetas a un sistema de liquidaciones con objeto de que la cantidad recaudada se ajuste a los costes de cada empresa. 1 El antiguo sistema retributivo estaba amparado en las disposiciones de capítulo VII, relativo a régimen económico, de la Ley 34/1998, desarrollándose en particular por las Órdenes Ministeriales de 30 de septiembre de 1999, de 28 de julio de 2000, de 12 de febrero de 2001 y de 28 de mayo de Económica del Sector Eléctrico 17 Rev. 0 (22/01/03)

20 3.3.1 Marco Retributivo: Orden ECO/301/2002 Esta Orden Ministerial desarrolla el régimen retributivo aplicable a las actividades de regasificación, almacenamiento, transporte, gestión de compraventa de gas destinado al mercado a tarifas, distribución, suministro a tarifas de gas natural y Gestor del Sistema y define los elementos que integran las mismas, estableciendo las medidas necesarias encaminadas a garantizar la adecuada prestación del servicio y su calidad. Se remunera a través de peajes y cánones. Dispone que las actividades de regasificación, almacenamiento, transporte y distribución tienen carácter de reguladas y deberán ser llevadas a cabo por sociedades mercantiles de acuerdo con la separación jurídica y contable establecida en la ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos Retribución de la infraestructura de la Red Básica La retribución está basada en un coste reconocido multiplicado por un factor de actualización, el factor de actualización, como se explicará a continuación, es el índice de precios (IPH) por un factor de eficiencia (f), esta actualización fijada por el estado es revisada cada 4 años, si ha habido eficiencia habrán disminuido los costes y hasta la nueva revisión la empresa tendrá los beneficios derivados de esa eficiencia, a los cuatro años se fijará un nuevo factor de eficiencia f en función de los resultados obtenidos en el periodo anterior. Es un sistema de ingreso máximo basado en costes. Económica del Sector Eléctrico 18 Rev. 0 (22/01/03)

21 1. Para instalaciones existentes la retribución es igual a la suma de: El valor contable bruto actualizado, neto de subvenciones partido por la vida útil de los activos El valor contable bruto actualizado, neto de subvenciones por el 6,77% 2 Los costes operativos (basados en el año 2000) La tasa de actualización que es el índice de precios (IPH = ( IPC + IPRI ) / 2) multiplicado por un factor de eficiencia f (f 0,85). 2. Para nuevas instalaciones (autorización directa) la retribución es igual a la suma de: El coste estándar de nuevas inversiones dividido por la vida útil de los activos El coste estándar de nuevas inversiones multiplicado por la suma del bono a 10 años mas el 1,5% Los costes operativos estándar La tasa de actualización que es el índice de precios (IPH = ( IPC + IPRI ) / 2.) multiplicado por un factor de eficiencia f (f 0,85). 3. Para nuevas instalaciones (procedimiento de concurrencia) la retribución será según las condiciones fijadas en el concurso. La retribución de las infraestructuras se actualiza anualmente, de modo que la retribución de la empresa i en el año n es: R in = RF 2002in + RINF in + RV in 2 6,77%, coincidente con el valor del bono a 10 años + 1,5%, es el valor requerido para obtener una TIR igual al bono a 10 años + 4% (actualmente 5,27% + 4% = 9,27%). La elección de la TIR objetivo no se justifica en la regulación. Económica del Sector Eléctrico 19 Rev. 0 (22/01/03)

22 Siendo: 1. RF 2002in es el coste fijo acreditado en el año n de las antiguas inversiones, inversiones con entrada en explotación anterior al 31 de diciembre de RINF in es el coste fijo acreditado a 31 de diciembre del año n de las nuevas inversiones, inversiones con entrada en explotación entre 2002 y el 31 de diciembre de n RV in es el coste variable de la actividad de regasificación para el año n. 1. La actualización de la retribución de las antiguas inversiones se lleva a cabo según la siguiente fórmula: RF 2002in = RF 2002i * Π j=2003 a n (1 + IPH j * f j ) Siendo: - RF 2002i es el coste fijo acreditado en el año 2002 (inversiones con entrada en explotación anterior al 31 de diciembre de 2001) - IPH j = (IPC j + IPRI j ) / 2, se toma la previsión de la variación de los índices de precios - f j es el factor de eficiencia, que no será superior a 0,85. Fijado en 0,85 para La retribución de las nuevas inversiones se incorpora según la siguiente fórmula: RINF in = RINFC in + RinFD in + RINFD in-1 * (1+IPH n * f n ) Siendo: - RINFC in es el coste fijo de las nuevas inversiones autorizadas mediante procedimiento de concurrencia, inversiones con entrada en explotación entre 2002 y el 31 de diciembre de n-1 - RinFD in es el coste fijo para el año n de las nuevas inversiones autorizadas de forma directa, inversiones con entrada en explotación en el año n-1 Económica del Sector Eléctrico 20 Rev. 0 (22/01/03)

23 - RINFD in-1 es el coste fijo para el año n-1 de las nuevas inversiones autorizadas de forma directa, actualizado según la fórmula: RINFD in-1 = RinFD in-1 + RINFD in-2 * (1+IPH n-1 * f n-1 ) Inversiones con entrada en explotación entre 2002 y el 31 de diciembre de n-2 Para los activos que finalizan su vida útil reconocida pero que aún están operativas la retribución será la suma de los costes de explotación mas el 50% de la retribución calculada al final de los costes estándar. En el caso de las instalaciones o activos cuya vida útil ha finalizado y no están operativas se deducen los costes acreditados. Para las inversiones autorizadas de forma directa la retribución sigue la siguiente fórmula: RIND n = CIT (n) + CET (n) Siendo: - RIND n es el coste total acreditado asociado a nuevas inversiones autorizadas de forma directa, para instalaciones de regasificación, el coste total calculada (RID in ) se divide en fijo (Coste Fijo = coste total calculado coste variable) y variable (Coste variable = 0,75 * coste variable unitario acreditado actualizado (RV 2002n ) * Capacidad de diseño en KWh) - CIT(n) son los costes anuales de inversión 3, CIT(n) = A(n) + R(n), donde A(n) es la amortización y se calcula dividiendo el valor de la inversión en el año n entre la vida útil. R(n) es la retribución y se calcula multiplicando el valor de la inversión en el año n por la tasa de retribución (Tr n = Bono a diez años + 1,5%) - CET(n) son los costes anuales de explotación 4 3 Costes de inversión estándar anualmente actualizados; IPH * 0,75 4 Costes de explotación estándar anualmente actualizados; IPH * 0,85 Económica del Sector Eléctrico 21 Rev. 0 (22/01/03)

24 3. En el caso de la actividad de regasificación se incorpora un término variable: RV in = [RV 2002 * Π j=2003 a n (1 + IPH j * f j )] * KWh rin Siendo: RV 2002 es el coste variable acreditado a las actividades de regasificación para 2002 KWh rin son los KWh de gas regasificados por la empresa i en el año n Retribución global de la distribución 1. Para instalaciones existentes la retribución es igual a la suma de: El valor contable bruto actualizado, neto de subvenciones dividido por la vida útil de los activos El valor contable bruto actualizado, neto de subvenciones multiplicado por el 6,77% 5 Los costes operativos La tasa de actualización que es el índice de precios (IPH = ( IPC + IPRI ) / 2) multiplicado por 0, Para nuevas instalaciones la retribución es igual a la suma de: El incremento de actividad, ponderación del incremento anual de clientes y demanda. La tasa de actualización que es el índice de precios (IPH = ( IPC + IPRI ) / 2) multiplicado por 0, ,77%, coincidente con el valor del bono a 10 años + 1,5% (TIR = bono a 10 años + 4%) Económica del Sector Eléctrico 22 Rev. 0 (22/01/03)

25 La retribución de la distribuidora será: RD n = RD n-1 [1 + IPH n * 0,85] * (1 + F * Actividad) Siendo: F el factor de eficiencia para el crecimiento de la actividad, (0,71 en 2002) Actividad = α 1 * A cl<4 + α 2 * A D<4 + α 3 * A D>4 cl: clientes D: demanda. D<4, demanda de presión de suministro inferior a 4 bar (clientes domésticos y comerciales), D>4, demanda de presión de suministro superior a 4 bar (clientes industriales). α 1 + α 2 + α 3 = 1 En el año 2002, α 1 = 0,6 que corresponde al incremento de clientes; α 2, α 3 = 0,2, que corresponde al incremento de la demanda procedente de clientes domésticos y comerciales (α 2 ), procedente de clientes industriales (α 3 ) Para las nuevas instalaciones que permitan el acceso a nuevos núcleos de población el Ministerio de Economía puede fijar una retribución específica Retribución de la distribución por empresa La retribución de la actividad de distribución para el conjunto de instalaciones de cada empresa distribuidora, excluidas las acometidas, tomando como base la retribución global, tiene en cuenta los siguientes aspectos: - Consumo y volumen de gas vehiculado - Inversiones y amortizaciones - Costes de operación y mantenimiento - Características de la zona de distribución - Seguridad y calidad de servicio Económica del Sector Eléctrico 23 Rev. 0 (22/01/03)

26 Retribución de compraventa y suministro de gas a tarifa La retribución a los transportistas de la actividad de gestión de compraventa de gas dedicado a tarifa tiene tres componentes: - Compraventa de gas - Mermas de gas (regasificación, transporte y almacenamiento) - Financiación de existencias de gas (euribor a 3 meses + 0,5 puntos) La retribución de la actividad de suministro a tarifa tiene los siguientes componentes: - Atención a los clientes, se reconoce un coste diferente por los clientes suministrados a presión inferior y superior a 4 bar. - Mermas imputables al suministro de clientes de gas a tarifa (mermas debidas a la red de distribución), se han calculado haciendo un benchmarking internacional. - Financiación necesaria derivada del pago de la materia prima y el cobro a clientes (euribor a 3 meses + 0,5 puntos) Retribución del Gestor Técnico del Sistema La retribución del Gestor Técnico del Sistema se determina anualmente en función de: - Los costes de operación, comunicación y control del GTS - Otros costes En ambos casos se toma previsión de costes a 1 de diciembre de datos de cierre y datos reales del año anterior. Económica del Sector Eléctrico 24 Rev. 0 (22/01/03)

27 Retribución de la Comisión Nacional de la Energía La retribución de la Comisión Nacional de Energía se encuentra regulada en la Ley 24/2001 de Medidas Fiscales, Administrativas y de Orden Social: - Tasa por prestación de servicios y realización de actividades en el sector de hidrocarburos gaseosos (coste permanente del sistema gasista). - Base imponible de la tasa = facturación total derivada de la aplicación de tarifas, peajes y cánones. Es un porcentaje de la facturación de peajes y tarifas. - Cuota tributaria = facturación tarifas * 0,061% + facturación ATR * 0,166% Marco Tarifario: Orden ECO/302/2002 (Tarifas) La Orden ECO/302/2002 establece las tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalización, los precios de cesión de gas para los distribuidores, las tarifas de alquiler de contadores y el sistema de determinación automática de los mismos. La tarifa media será igual a los costes necesarios para el suministro de gas al mercado a tarifa y la demanda prevista en dicho mercado para el año en que se calcula la tarifa. Los agentes y actividades que resultan implicados en el cálculo de la tarifa media se muestran en el siguiente gráfico: Económica del Sector Eléctrico 25 Rev. 0 (22/01/03)

28 Tarifa media Precio de Cesión Coste de la materia prima (Cmp) Gestión de compra-venta de gas (transportistas) Coste medio Regasificación Almacenamiento Transporte Coste Infraestructura Distribución Suministro a tarifa (distribuidores) Gestor Técnico del Sistema (GTS) CNE Las variaciones en el Cmp de la tarifa media se transponen al término variable de cada una de las tarifas. El precio de cesión de transportistas a distribuidores también se toma de la tarifa media. Valores actuales (desde octubre de 2002) Cmp Precio de cesión Tarifa media 0, Euros/kWh 0, Euros/kWh 0, Euros/kWh Económica del Sector Eléctrico 26 Rev. 0 (22/01/03)

29 En el cuadro siguiente se muestra el sistema de tarifas en función del volumen, presión de suministro y cantidad de consumo, independiente del uso: Presión (bar) Consumo (kwh) Tarifa Grupo 1 P > Grupo 2 4 < P 60 Grupo 3 P 4 > > > Principales clientes industriales Principales clientes domésticos y comerciales Suministro P > 60 - interrumpible 4 < P 60 - Clientes Industriales Marco Tarifario: Orden ECO/303/2002 (Peajes) La Orden ECO/303/2002 establece el nuevo sistema de peajes, pasando a un peaje Postal. Este peaje es integrado de transporte y distribución en conjunto, antes había dos peajes distintos uno para transporte y otro para distribución, se elimina el Peaje General para CCGTs que son los grandes consumidores (grupo 1.1 principalmente), se introduce un canon de almacenamiento de GNL (gas natural licuado) y se estructura un Almacenamiento Operativo, Económica del Sector Eléctrico 27 Rev. 0 (22/01/03)

30 para transporte y distribución es equivalente a 5 días de consumo, para Regasificación equivalente a 10 días (5 días hasta el 1 de enero de 2004). El peaje de transporte y distribución consta de un término de reserva de capacidad y de un término de conducción. Los precios de éste último varían en función de la presión de diseño. El canon de almacenamiento subterráneo consta de un término fijo y de un término variable. Los precios han sido establecidos de acuerdo con los criterios para la determinación de tarifas, precios y cánones previstos en la Ley 34/1988 del Sector de Hidrocarburos. Estos peajes y cánones son únicos para todo el territorio nacional, diferenciados sólo en función a los niveles de presión. Además de los peajes y cánones que se fijan en el anexo de esta Orden, se establece una tasa destinada a la CNE y una cantidad porcentual destinada al Gestor Técnico del Sistema. El nuevo Peaje de las actividades de Transporte y Distribución entra en vigor desde febrero de 2002 y se calcula con la siguiente fórmula: P TD = T rc +T c Siendo: T rc el término de reserva de capacidad T rc = T fe * Q e T fe es el término fijo de entrada al sistema Q e es el caudal diario a facturar T c es el Término de conducción. Para el consumidor j con un volumen de consumo i de los grupos 1 ó 2 sería: Económica del Sector Eléctrico 28 Rev. 0 (22/01/03)

31 T c = T fij * Q j + T vij * C j T fij es el Término fijo que asume los valores mostrados en la siguiente tabla. Q j es el caudal diario a facturar correspondiente al consumidor j en Kwh/día T vij es el Término variable y asume los valores expuestos en la siguiente tabla C j son los kwh de gas consumidos por el consumidor j Peaje Término Fijo (Euro/cliente)/mes (Euro/kWh/día)/mes Término variable Euros/kWh 1.1-0, , , , , , , , , , , , , , , , , , ,77-0, ,47-0, ,39-0, ,48-0, El Peaje para la Regasificación se calcula mediante la siguiente fórmula: P r = T fr * Q r + T vr * C r Económica del Sector Eléctrico 29 Rev. 0 (22/01/03)

32 Donde: T fr es el Término fijo (0, (Euro/kWh/día)/mes) Q r es el caudal diario a facturar en kwh/día T vr es el Término variable (0, Euro/kWh) C r son los kwh de gas natural regasificado. El Canon de Almacenamiento Subterráneo se calcula mediante la siguiente fórmula: C a = T f * Q a + T v * E a Donde: T f es el Término fijo (0, Euro/kWh/mes) Q a es la capacidad de almacenamiento contratada T vr es el Término variable (0, Euro/kWh) E a es la cantidad mensual de gas inyectado o extraído del almacenamiento. El Canon de Almacenamiento de GNL se calcula mediante la siguiente fórmula: C a = T v * i=1 a n E ai Donde: T v es el Término variable (0, euro/m 3 de GNL/día) n es el número de días del mes en que el volumen de gas natural excedió la capacidad de almacenamiento incluida en el peaje de regasificación. E ai es el volumen de gas almacenado (m 3 de GNL/día) en exceso sobre el almacenamiento operativo incluido en el peaje de regasificación medido a las 24 horas de cada día en el día i. Económica del Sector Eléctrico 30 Rev. 0 (22/01/03)

33 El nuevo sistema de peajes plantea algunos problemas: 1. Los peajes y tarifas no son consistentes en algunos tramos Según un análisis realizado por la consultora Nera, comparando las tarifas y peajes con un factor de carga del 85% para los grupos de consumidores 1 y 2.3 a 2.6, de un 70% para los grupos 2.1 y 2.2 y de un 50% para el grupo 3; se podría dar la situación mostrada en el siguiente gráfico: Se observa que en los tramos marcados en color rojo que corresponden a los consumidores pertenecientes a los grupos 2.2, 2.1, 3.4 y 3.3, el peaje es mayor que la tarifa. Esta situación evidentemente no fomenta en absoluto el libre comercio, en estas condiciones a los consumidores pertenecientes a ese tramo no les interesará ir al mercado liberalizado sino quedarse bajo tarifa. Como consecuencia secundaria, no proliferarán las comercializadoras al no haber clientes que quieran pasar al mercado. 2. No hay peajes interrumpibles ya que la interrumpibilidad la asocian a la generación no al transporte. La interrumpibilidad se puede presentar de dos formas, por un lado, asociada al suministro (generación) y por otro asociada a la red de transporte. En el caso de la generación, las Económica del Sector Eléctrico 31 Rev. 0 (22/01/03)

34 condiciones en el suministro de gas entre el oferente y el demandante son libremente pactadas entre las partes, es en el contrato de suministro donde se pueden encontrar las condiciones particulares de suspensión de dicho suministro de gas. En el caso del transporte, la interrumpibilidad viene asociada a problemas de red. En la actualidad, y debido a los problemas de congestiones que presenta la red de transporte de gas, algunos contratos de acceso de terceros a la red para nuevos consumidores están siendo firmados con cláusulas de interrumpibilidad, de manera que cuando el transportista detecta problemas puede cortar el suministro a dichos consumidores. Para este caso, no existe un precio especial en el uso de la red asociado a esa interrumpibilidad. La red de transporte debería estar dimensionada de forma que no diera lugar a congestiones en el suministro, y solo en casos de extrema urgencia el transportista podría aplicar la interrumpibilidad, así podría establecerse una disminución del coste por uso de la red que fuera mayor que el derivado de la simple no utilización de la misma. Para esto sería necesario que la Ley definiera y aclarara la interrumpiblidad en el transporte. 3. Se produce un notable aumento de peajes para CCGTs (ciclos combinados) abastecidos con GNL Criterio De Facturación Del Caudal Diario El criterio utilizado para facturar en el caudal diario se basa en: El término fijo del peaje de regasificación (Q r ) El término de reserva de capacidad de peaje de transporte y distribución (Q e ) El término de conducción fijo del peaje 1 (Q j ) y de los clientes del peaje 2 con consumo superior a kwh/año (optativo para superiores a kwh/año con telemedida). Económica del Sector Eléctrico 32 Rev. 0 (22/01/03)

35 En el gráfico se observa la relación que se establece entre la capacidad nominal utilizada y la facturada. Para niveles inferiores al 85% de utilización la capacidad facturada será porcentualmente la misma, en tramos de utilización entre el 85% y el 105% la capacidad facturada será porcentualmente proporcional y con utilizaciones de capacidad superiores al 105% la capacidad facturada es porcentualmente mas que proporcional a la nominal/utilizada Mermas y Autoconsumos Las mermas y autoconsumos se fijan para el año 2002 en el cálculo de la retribución de actividades de suministro al mercado regulado. El Gestor Técnico del Sistema establecerá las Normas para los años siguientes, fijan porcentajes provisionales para usuarios de instalaciones en régimen de acceso de terceros a la red. Quedan pendientes los protocolos que han de establecer los procedimientos de cálculo. Actividad Regasificación 0,50 % 0,50 % Inyección en almacenamiento subterráneo 2,11 % 2,50 % Transporte 0,43 % 0,43 % Distribución (P > 4 bar) 0,39 % 0,39 % Distribución (P 4 bar) 2,00 % 3,20 % Económica del Sector Eléctrico 33 Rev. 0 (22/01/03)

36 3.3.4 Sistema de liquidaciones. Orden ECO/2692/2002 Las actividades sujetas a liquidación son las siguientes: Recepción, almacenamiento y regasificación de GNL Almacenamiento de gas natural Transporte por gasoducto Distribución por gasoducto (incluyendo plantas satélite) Actividades retribuidas con cuotas (Gestor Técnico del Sistema y Comisión Nacional de Energía) Los cobros y pagos son determinados anualmente por la DGPEM (Dirección General de Política Energética y Medioambiental). Se realizan liquidaciones provisionales mensuales. Se computan los ingresos correspondientes a peajes, cánones y tarifas máximas. 3.4 Configuración del Acceso de Terceros a las Instalaciones Gasistas La normativa que aplica al Acceso de Terceros a la Red (ATR) es la Ley 34/1998 de 7 de octubre del Sector de Hidrocarburos, 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 del gas natural y la Orden ECO/303/2002 de 15 de febrero, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas. Los principios rectores o informadores del ATR buscaron principios que aseguraran la no discriminación, la transparencia y la objetividad para el acceso. Económica del Sector Eléctrico 34 Rev. 0 (22/01/03)

37 A las instalaciones del sistema gasista pueden acceder: Los consumidores cualificados, se llama consumidor cualificado a aquel que supera un cierto nivel de consumo marcado. A partir del 1 de enero de 2003 todos los consumidores serán cualificados con independencia del nivel de consumo. Los comercializadores, para la venta de gas natural a consumidores cualificados o a otros comercializadores. Los transportistas, para la venta a otros transportistas o a distribuidores para atender los suministros a tarifa. Para solicitar el acceso a instalaciones gasistas existen modelos normalizados de solicitud formal de acceso según la Resolución DGPEM de 24 de junio de El contenido de la petición formal de reserva de capacidad contempla el acceso a plantas de regasificación y almacenamiento subterráneos y el acceso a instalaciones de transporte y distribución. El proceso y criterios de resolución de las solicitudes de acceso es diferente para el mercado liberalizado y para consumidores a tarifa en firme. En caso de reclamaciones se debe hacer un escrito de disconformidad ante la CNE. Para la contratación del acceso a las instalaciones gasistas existen también modelos normalizados (resolución DGPEM de 24 de junio de 2002). El que se deniegue el acceso a una instalación gasista puede deberse a: Falta de capacidad disponible: acreditación, orden de prioridad o doctrina de los clientes existentes. Alteración del principio de reciprocidad, esto solo aplica para redes de transporte: previa conformidad de la CNE y para países miembros de la Unión Europea. Por graves dificultades en la ejecución de contratos de compra garantizada: origen y características de los contratos take or pay, solicitud de excepción, notificación a la Comisión de la Unión Europea y criterios para la decisión. Económica del Sector Eléctrico 35 Rev. 0 (22/01/03)