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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.
Enfoque global del proyecto 18
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 19
_____________________________________________________________________
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%).
Enfoque global del proyecto 20
_____________________________________________________________________
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.
Enfoque global del proyecto 21
_____________________________________________________________________
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.
Enfoque global del proyecto 22
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 23
_____________________________________________________________________
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.
Enfoque global del proyecto 24
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 25
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 26
_____________________________________________________________________
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.
Enfoque global del proyecto 27
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 28
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 29
_____________________________________________________________________
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
Enfoque global del proyecto 30
_____________________________________________________________________
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.
Enfoque global del proyecto 31
_____________________________________________________________________
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%.
Enfoque global del proyecto 32
_____________________________________________________________________
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.
El sector del gas natural 35
_____________________________________________________________________
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.
El sector del gas natural 36
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 37
_____________________________________________________________________
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 sector del gas natural 38
_____________________________________________________________________
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.
El sector del gas natural 39
_____________________________________________________________________
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.
El sector del gas natural 40
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 41
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 42
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 43
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 44
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 45
_____________________________________________________________________
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.
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20
40
60
80
100
120
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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 sector del gas natural 46
_____________________________________________________________________
el mundo durante unos 65,5 años, contando solamente con los yacimientos
conocidos en este momento.
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20
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60
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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.
El sector del gas natural 47
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 48
_____________________________________________________________________
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.
El sector del gas natural 49
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 50
_____________________________________________________________________
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.
El sector del gas natural 51
_____________________________________________________________________
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
El sector del gas natural 52
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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.
El sector del gas natural 53
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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
El sector del gas natural 54
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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
El sector del gas natural 55
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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
El sector del gas natural 56
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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.
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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.
El sector del gas natural 58
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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.
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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.
El sector del gas natural 60
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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
El sector del gas natural 61
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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
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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.
El mercado del gas natural 64
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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,
El mercado del gas natural 65
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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.
El mercado del gas natural 66
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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.
El mercado del gas natural 67
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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.
El mercado del gas natural 68
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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.
El mercado del gas natural 69
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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
El mercado del gas natural 70
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 71
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 72
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 73
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 74
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 75
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 76
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 77
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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.
El mercado del gas natural 78
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 79
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 80
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 81
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 82
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 83
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 84
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 85
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 86
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 87
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 88
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 89
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 90
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 91
_____________________________________________________________________
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
Total regasificado 2009 (GWh) 72.391 59.997 44.435 49.285 65.300 16.207
Total regasificado 2010 (GWh) 77.392 67.622 41.984 49.922 56.092 19.325
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 mercado del gas natural 92
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 93
_____________________________________________________________________
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.
El mercado del gas natural 94
_____________________________________________________________________
-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%.
El mercado del gas natural 95
_____________________________________________________________________
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 mercado del gas natural 96
_____________________________________________________________________
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
El mercado del gas natural 97
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 100
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 101
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 102
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 103
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 104
_____________________________________________________________________
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
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tra
ns
po
rte
1 2
3
10Planta
satélite
Planta
satélite
6
GNGN
GNLGNL
GNGN
Conexión
internacional
Conexión
internacional
11
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Red
distribución
Red
distribución
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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
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
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).
La logística del gas 105
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 106
_____________________________________________________________________
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
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
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
La logística del gas 107
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 108
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 109
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 110
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 111
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 112
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 113
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 114
_____________________________________________________________________
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)
La logística del gas 115
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 116
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 117
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 118
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 119
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 120
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 121
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 122
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 123
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 124
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 125
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 126
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 127
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 128
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 129
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 130
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 131
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 132
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 133
_____________________________________________________________________
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 logística del gas 134
_____________________________________________________________________
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:
La logística del gas 135
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 136
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 137
_____________________________________________________________________
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 logística del gas 138
_____________________________________________________________________
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:
La logística del gas 139
_____________________________________________________________________
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
La logística del gas 140
_____________________________________________________________________
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)
Balance Red de Transporte
(GN)
AASSAASS
Conexiones
internacionales
Conexiones
internacionales
VentasDemanda
PlantasPlantas
ex
tra
cc
ión
inye
cc
ión
regasificación
Compras
Balance Red de Transporte
(GN)
Balance Red de Transporte
(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)
La logística del gas 141
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 142
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 143
_____________________________________________________________________
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
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
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
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
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
Zona de BalanceZona de Balance
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
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
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.
La logística del gas 144
_____________________________________________________________________
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:
La logística del gas 145
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 146
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 147
_____________________________________________________________________
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*
Fecha, nombre, volumen, energía,
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/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
intercambiada, contraparte
Líneas directas, flujo CCII y
AASS, usuarios, 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
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*
Fecha, nombre, volumen, energía,
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/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
intercambiada, contraparte
Líneas directas, flujo CCII y
AASS, usuarios, 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
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
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.
La logística del gas 148
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 149
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 150
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 151
_____________________________________________________________________
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 logística del gas 152
_____________________________________________________________________
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 logística del gas 153
_____________________________________________________________________
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:
Peaje de regasificación
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:
La logística del gas 154
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 155
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 156
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 157
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 158
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 159
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 160
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 161
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 162
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 163
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 164
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 165
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 166
_____________________________________________________________________
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)
Peaje de descarga de buques
─
-
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
Peaje de carga de cisternas
Tvr: Término variable de peaje
de regasificación: 0,0103
cent/KWh
Tfr: Término fijo del peaje
regasificación : 1,7323
cent/(KWh/día)/mes
Peaje de regasificación
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)
Peaje de descarga de buques
─
-
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
Peaje de carga de cisternas
Tvr: Término variable de peaje
de regasificación: 0,0103
cent/KWh
Tfr: Término fijo del peaje
regasificación : 1,7323
cent/(KWh/día)/mes
Peaje de regasificación
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
La logística del gas 167
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 168
_____________________________________________________________________
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
Circular 05/2008Circular 05/2008
– 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
Circular 04/2008Circular 04/2008
Circular 05/2008Circular 05/2008
Figura 65: Inventario de informes con carácter regulatorio
La logística del gas 169
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 170
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 171
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 172
_____________________________________________________________________
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
Producción nominal 291 GWh/día
Regasificación 1.000.000 Nm3/h
Carga cisternas 1,0 MNm3/día
Descarga buques 65,507 GWh
Días autonomía 6,7 días
Ratio utilización 62%
Carga de cisternas GNL
Capacidad regasificación
Capacidad tanques
Planta de Sagunto (Saggas)
Cap
acid
ad
es n
om
inale
s
Acti
vid
ad
Atraque 267.000 m3 GNL
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
Producción nominal 229 GWh/día
Regasificación 800.000 Nm3/h
Carga cisternas 0,5 MNm3/día
Descarga buques 48.442 GWh
Días autonomía 7,5 días
Ratio utilización 59%
Planta de Bilbao (Bahía Bizkaia Gas)
Cap
acid
ad
es n
om
inale
s
Acti
vid
ad
Capacidad tanques
Capacidad regasificación
Carga de cisternas GNL
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
Producción nominal 394 GWh/día
Regasificación 1.350.000 Nm3/h
Carga cisternas 1,5 MNm3/día
Descarga buques 44.043 GWh
Días autonomía 10,9 días
Ratio utilización 31%
Planta de Cartagena (Enagás)
Cap
acid
ad
es n
om
inale
s
Acti
vid
ad
Capacidad tanques
Capacidad regasificación
Carga de cisternas GNL
Atraque 140.000 m3 GNL
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
Producción nominal 394 GWh/día
Regasificación 1.350.000 Nm3/h
Carga cisternas 1,5 MNm3/día
Descarga buques 58.542 GWh
Días autonomía 9,7 días
Ratio utilización 42%
Planta de Huelva (Enagás)
Cap
acid
ad
es n
om
inale
sA
cti
vid
ad
Capacidad regasificación
Carga de cisternas GNL
Capacidad tanques
Atraque 140.000 m3 GNL
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
Producción nominal 127 GWh/día
Regasificación 413.000 Nm3/h
Carga cisternas 1,0 MNm3/día
Descarga buques 16.754 GWh
Días autonomía 19,8 días
Ratio utilización 35%
Planta de Mugardos (Renagosa)
Cap
acid
ad
es n
om
inale
sA
cti
vid
ad
Carga de cisternas GNL
Capacidad regasificación
Capacidad tanques
La logística del gas 173
_____________________________________________________________________
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
Producción total 910 Mm3
Pozos 6+2 de observación
Respol Exp.
Enagás
Capacidad extraíble 140 Mm3
Capacidad no extraíble 280 Mm3
Capacidad operativa 680 Mm3
Total 1.100 Mm3
Capacidad inyección 3,80 Mm3
Capacidad extracción 6,80 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
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
Producción total 910 Mm3
Pozos 6+2 de observación
Respol Exp.
Enagás
Capacidad extraíble 140 Mm3
Capacidad no extraíble 280 Mm3
Capacidad operativa 680 Mm3
Total 1.100 Mm3
Capacidad inyección 3,80 Mm3
Capacidad extracción 6,80 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.
La logística del gas 174
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 175
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 176
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 177
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 178
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 179
_____________________________________________________________________
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:
La logística del gas 180
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 181
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 182
_____________________________________________________________________
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,
La logística del gas 183
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 184
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 185
_____________________________________________________________________
LP CP TOTAL
regasificación 168,85 61,14 229,99
carga de cisternas 7 5 12
regasificación 93,41 60,5 153,91
carga de cisternas 7,8 2,7 10,5
regasificación 162,01 87,52 249,53
carga de cisternas 14,13 0,4 14,53
regasificación 84,9 58 142,9
carga de cisternas 2,9 0,72 3,62
regasificación 44,2 27,76 71,96
carga de cisternas 2,58 1,47 4,05
regasificación 8,34 130,96 139,3
carga de cisternas 4,92 1,18 6,1
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 CP 2,9 GWh
1 contrato entrada LP 34,1 GWh
1 contrato entrada LP 15 GWh
1 contrato salida LP 1,2 GWh
1 contrato salida LP 7,5 GWh
1 contrato entrada CP 5,6 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
1 contrato entrada LP 13 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
1 contrato carga de cisternas LP 1,3 GWh
2 contratos regasificación LP 13,5 GWh
1 contrato regasificación CP 14,5 GWh
1 contrato carga de cisternas LP 2,35 GWh
Barcelona
Cartagena
Huelva
Bilbao
Plantas de regasificación (GWh/día)
Figura 81: Contratos logísticos considerados para la gestión del balance
La logística del gas 186
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 187
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 188
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 189
_____________________________________________________________________
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
la capacidad contratada.
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.
La logística del gas 190
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 191
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 192
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 193
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 194
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 195
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 196
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 197
_____________________________________________________________________
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).
La logística del gas 198
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 199
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 200
_____________________________________________________________________
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:
La logística del gas 201
_____________________________________________________________________
Peaje de regasificación
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.
La logística del gas 202
_____________________________________________________________________
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
EntradasEntradas Transporte / DistribuciónTransporte / Distribución SalidasSalidas
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
EntradasEntradas Transporte / DistribuciónTransporte / Distribución SalidasSalidas
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.
La logística del gas 203
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 204
_____________________________________________________________________
6 plantas de regasificación
1 almacenamiento subterráneo
5 conexiones internacionales
1 punto de balance
7 puntos de suministro logísticos
A
B
C
D
E
EntradasEntradas Transporte / DistribuciónTransporte / Distribución SalidasSalidas
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
suministroPS convencional
zona II
Red
distribución
Red
distribuciónPunto
suministroPS convencional
zona III
Red
distribución
Red
distribuciónPunto
suministroPS convencional
zona IV
Red
distribución
Red
distribuciónPunto
suministroPS convencional
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
6 plantas de regasificación
1 almacenamiento subterráneo
5 conexiones internacionales
1 punto de balance
7 puntos de suministro logísticos
A
B
C
D
E
6 plantas de regasificación
1 almacenamiento subterráneo
5 conexiones internacionales
1 punto de balance
7 puntos de suministro logísticos
A
B
C
D
E
A
B
C
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EntradasEntradas Transporte / DistribuciónTransporte / Distribución SalidasSalidas
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regasificación 2
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regasificación 2
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CartagenaBuqueBuque
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Planta
regasificación 1BuqueBuque
Almacenamiento
subterráneo
Almacenamiento
subterráneo
Red
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Red
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regasificación 2
Red
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zona I
Planta
regasificación 2
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regasificación 2
Red
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Red
distribuciónPunto
suministroPS convencional
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distribuciónPunto
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distribuciónPunto
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suministroPS línea directa
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Barcelona
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regasificación
Mugardos
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regasificación
Bilbao
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regasificación
Sagunto
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regasificación 2
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regasificación
Huelva
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BuqueBuque
BuqueBuque
Planta
regasificación 2
Planta
regasificación
CartagenaBuqueBuque
A
A
A
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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.
La logística del gas 205
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 206
_____________________________________________________________________
Balance de GNL en la Planta de Bilbao
El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Bilbao se
muestra en la Figura 88.
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 €.
La logística del gas 207
_____________________________________________________________________
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
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11
05/0
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07/0
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09/0
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21/0
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23/0
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25/0
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27/0
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11
29/0
5/20
11
31/0
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11
Regasificación
85% capacidad contratada
105% 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
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1
03/0
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11/0
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13/0
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1
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1
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1
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1
29/0
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1
31/0
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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.
La logística del gas 208
_____________________________________________________________________
5,00
5,50
6,00
6,50
7,00
7,50
8,00
8,50
9,00
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21/05/20
11
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11
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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
muestra en la Figura 92.
La logística del gas 209
_____________________________________________________________________
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
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05/05/20
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11
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Regasificación
85% capacidad contratada
105% capacidad contratada
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
La logística del gas 210
_____________________________________________________________________
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
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1
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1
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29/0
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1
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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
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05/0
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07/0
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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 €.
La logística del gas 211
_____________________________________________________________________
Balance de GNL en la Planta de Cartagena
El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Cartagena se
muestra en la Figura 96.
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
€.
La logística del gas 212
_____________________________________________________________________
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
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29/0
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Regasif icación
85% capacidad contratada
105% capacidad contratada
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.
La logística del gas 213
_____________________________________________________________________
-
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
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1
03/0
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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
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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.
La logística del gas 214
_____________________________________________________________________
Balance de GNL en la Planta de Mugardos
El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Mugardos se
muestra en la Figura 100.
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.
La logística del gas 215
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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
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1
25/0
5/201
1
27/0
5/201
1
29/0
5/201
1
31/0
5/201
1
Regasif icación
85% capacidad contratada
105% capacidad contratada
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
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1
05/0
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1
07/0
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1
09/0
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1
11/0
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1
13/0
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1
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1
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1
19/0
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1
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1
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1
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1
27/0
5/201
1
29/0
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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
La logística del gas 216
_____________________________________________________________________
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
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1
05/0
5/201
1
07/0
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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.
La logística del gas 217
_____________________________________________________________________
Balance de GNL en la Planta de Sagunto
El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Sagunto se
muestra en la Figura 104.
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 €.
La logística del gas 218
_____________________________________________________________________
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
85% capacidad contratada
105% capacidad contratada
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).
La logística del gas 219
_____________________________________________________________________
-
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
El peaje de descarga de buques por la descarga de los tres buques en dicho
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.
La logística del gas 220
_____________________________________________________________________
Balance de GNL en la Planta de Barcelona
El balance construido de GNL para la planta de regasificación de Barcelona se
muestra en la Figura 108.
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 €.
La logística del gas 221
_____________________________________________________________________
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
85% capacidad contratada
105% capacidad contratada
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.
La logística del gas 222
_____________________________________________________________________
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
El peaje de descarga de buques por la descarga de los tres buques en dicho
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.
La logística del gas 223
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 224
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 225
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 226
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 227
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 228
_____________________________________________________________________
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
La logística del gas 229
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 230
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 231
_____________________________________________________________________
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.
La logística del gas 232
_____________________________________________________________________
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
Sagunto
Figura 121: Regasificaciones en la planta de regasificación de Sagunto
La logística del gas 233
_____________________________________________________________________
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
Mugardos
Figura 124: Stock de GNL en la planta de regasificación Mugardos
La logística del gas 234
_____________________________________________________________________
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
Bilbao
Figura 127: Regasificaciones en la planta de regasificación de Bilbao
La logística del gas 235
_____________________________________________________________________
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
Cartagena
Figura 130: Stock de GNL en la planta de regasificación de Sagunto
La logística del gas 236
_____________________________________________________________________
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
La logística del gas 237
_____________________________________________________________________
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
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24P25P26P27P28P29P30P31
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
La logística del gas 238
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 241
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 242
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 243
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 244
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 245
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 246
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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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 247
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 248
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 249
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 250
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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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 251
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 252
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 253
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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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 254
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 255
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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).
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 256
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 257
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 258
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 259
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 260
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 261
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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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 262
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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.
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 263
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 264
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 265
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 266
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 267
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 268
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 269
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 270
_____________________________________________________________________
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:
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 271
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 272
_____________________________________________________________________
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).
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 273
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 274
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 275
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 276
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 277
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 278
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 279
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 280
_____________________________________________________________________
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
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 281
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 282
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 283
_____________________________________________________________________
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.
Riesgos asociados a la gestión logística del gas 284
_____________________________________________________________________
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.
σ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.
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
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
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.
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
TS es el precio simulado
0S es el precio inicial
μ es un término de deriva que rige un crecimiento de fondo
ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio
σ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.
Financieramente se corresponde a la volatilidad.
ε es una muestra aleatoria con una distribución normal estándar.
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
dS es la diferencial del precio. Intuitivamente, es el incremento del
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.
dt diferencial del tiempo. Intuitivamente es el salto de tiempo al que se
simula.
γ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.
Financieramente se corresponde a la volatilidad del factor de riesgo
objeto de estudio.
dw es un browniano. Es el factor que da el comportamiento aleatorio a
la evolución del precio simulado.
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
TS es el precio simulado
0S es el precio inicial
μ es un término de deriva que rige un crecimiento de fondo
ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio
σ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.
Financieramente se corresponde a la volatilidad.
ε es una muestra aleatoria con una distribución normal estándar.
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.
dt diferencial del tiempo. Intuitivamente es el salto de tiempo al que se
simula.
γ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.
Financieramente se corresponde a la volatilidad del factor de riesgo
objeto de estudio.
dw es un browniano. Es el factor que da el comportamiento aleatorio a
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
TS es el precio simulado
0S es el precio inicial
μ es un término de deriva que rige un crecimiento de fondo
ΔT es la longitud del salto de tiempo al que se quiere simular el precio,
es decir, es el horizonte temporal.
σ es un coeficiente de ponderación de la componente aleatoria.
Financieramente se corresponde a la volatilidad del factor de riesgo
objeto de estudio.
ε es una muestra aleatoria con una distribución normal estándar.
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
/Bilbao 0, Huelva 0, Cartagena 0, Mugardos 0, Sagunto 0, Barcelona 0/
CAPMAXPR(PR) capacidad maxima de regasificacion de las plantas de regasificacion kWhdia
/Bilbao 24780000, Huelva 43580000, Cartagena 16280000, Mugardos 11550000, Sagunto 22050000, Barcelona 39900000/
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]
Bilbao Huelva Cartagena Mugardos Sagunto Barcelona
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]
MAXPR2 valor maximo de regasificacion [kWh]
MAXPR3 valor maximo de regasificacion [kWh]
MAXPR4 valor maximo de regasificacion [kWh]
MAXPR5 valor maximo de regasificacion [kWh]
MAXPR6 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]
EQ2(PT) MAXIMO DE REGASIFICACION [kWh]
EQ3(PT) MAXIMO DE REGASIFICACION [kWh]
EQ4(PT) MAXIMO DE REGASIFICACION [kWh]
EQ5(PT) MAXIMO DE REGASIFICACION [kWh]
Anexos 313
____________________________________________________________________
EQ6(PT) MAXIMO DE REGASIFICACION [kWh]
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
Bilbao Huelva Cartagena Mugardos Sagunto Barcelona
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
Bilbao Huelva Cartagena Mugardos Sagunto Barcelona
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
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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.
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perspective”, Penn Well Corporation, 2006.
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[ENAG10] Enagás, “El Sistema Gasista Español: Informe 2010”, Enagás, 2010.
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sectores de la energía-2009”, Comisión Nacional de la Energía
(CNE), 2009.
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[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
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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