ESPECIFICACIÓN FUNCIONAL DE UN SISTEMA DE … · manera que el consumidor final lo reconoce...

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

MÁSTER EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS FIN DE MÁSTER

ESPECIFICACIÓN FUNCIONAL DE UN

SISTEMA DE INFORMACIÓN PARA EL

CÁLCULO DEL COSTE Y EL MARGEN

DE LAS OPERACIONES DE GAS.

CRISTINA BONILLA ESCAVIAS DE CARVAJAL

MADRID, marzo 2010

Autorizada la entrega de la tesis al alumno:

Cristina Bonilla Escavias de Carvajal

EL TUTOR DE LA TESIS

Susana Abad Muñoz

Fdo: Fecha:

EL DIRECTOR DE LA TESIS

David Soler Soneira

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Michel Rivier Abbad

Fdo: Fecha:

Resumen �

�

RESUMEN

La importancia que ha tenido, y continúa teniendo, el gas natural dentro el sector energético internacional, ha propiciado que crezca el volumen de este negocio dentro de las empresas energéticas españolas. Ya sea para abastecer a las tecnologías de generación que usan el gas como combustible, para suministrar a clientes minoritas domésticos e industriales o para comercializarlo en el mercado mayorista, se formalizan multitud de operaciones de compra y venta de gas cuyo coste y resultado económico se desea conocer. El objetivo último de esta tesis es definir la especificación funcional de un Sistema de Información encargado de calcular el coste del gas y el margen obtenido con las ventas, es decir, que permita liquidar las operaciones de gas realizadas cada mes.

A la hora de obtener el margen de una venta de gas al igual que en cualquier otro caso se manejan dos variables: el ingreso y el coste. El ingreso vendrá definido por contrato y será el resultado de una facturación; el coste debe ser calculado teniendo en cuenta todas las componentes del coste total del gas (el coste de la molécula de gas, el coste del uso de las instalaciones del sistema gasista, el coste de la gestión del riesgo…).

Un punto importante en el desarrollo de la tesis consiste en el cálculo del coste de la molécula de gas, para poder obtener este resultado en necesario plantear un balance físico dentro de cada punto significativo del sistema gasista español. Este combina las existencias iniciales con las entradas y salidas de gas de los almacenes, para, con la aplicación de algún método de valoración del stock, calcular el coste de la molécula. Es de vital importancia la elección del método de valoración del stock que se va a aplicar, por eso se incluye una análisis y una comparación de tres métodos: el Precio Medio Ponderado, el First In First Out y el Last In First Out.

Pero para poder especificar los requerimientos y procesos de este Sistema se debe tener una visión clara de en qué consiste el negocio del gas y cuál es el significado físico de toda la información que se va a manejar e interpretar. Por eso la tesis comienza con un estudio del negocio del gas en España que pretende aclarar todas esas cuestiones.

Resumen �

En primer lugar se realiza un análisis de la cadena de valor del gas, que aportará las primeras diferencias entre las operaciones, según se realicen con Gas Natural Licuado (GNL) o Gas Natural (GN).

Después el análisis se centra en un estudio del Sistema Español, éste permitirá conocer las diferentes infraestructuras donde se realizaran las operaciones; entender el funcionamiento del mismo, la forma de operar, los agentes presentes en el negocio; y por último, enmarcarlo todo en el contexto regulatorio que corresponde.

Una vez entendida toda la información analizada hasta el momento se puede realizar una primera descripción y clasificación de los tipos de operaciones que se van a tratar: compras, ventas e intercambios logísticos de gas.

Como ya se ha mencionado un punto esencial en la tesis es definir todo lo referente al coste del gas, especialmente, los conceptos que lo componen y él método de cálculo. Se distinguen cuatro componentes fundamentales: el coste de la molécula de gas derivado de los balance físicos, el coste de los peajes, el de las operaciones de cobertura del riego y otra categoría de costes de variadas naturalezas asociados al modo de operar.

La especificación del Sistema se compone de una descripción y parametrización de los datos de entrada que serán internos manejados por los usuarios del sistema y externos aportados por otras organizaciones. Necesita una descripción detallada de los cálculos y procesos realizados: balances físicos para el cálculo del coste de la molécula según PMP, reparto de los demás costes, valoración de la venta y cálculo del margen.

Por último se muestran cuales son los resultados obtenidos, para ello también se añade un caso práctico a modo de ejemplo que pretende enseñar cómo se tratarían las operaciones más significativas.

La importancia de los resultados por el sistema es considerable pues son fuente de información para la toma de decisiones y para los procesos contables.

Summary�

�

SUMMARY

Due to the importance of natural gas in the energy sector, Spanish energy companies have enhanced their participation in the gas business. In order to satisfy different necessities, providing NG to power plants, selling it in the retail business or trade with gas in international markets, each company should accomplish different purchases and sales of gas whose total cost and profits must be calculated.

In order to obtain the margin of an operation two variables are needed: the income and the cost. The income is defined by the contract signed and will be showed in the billing; the cost should be calculated taking into consideration all the following components: the molecule cost, tolls, risk management costs and other operational costs.

One of the most important parts in the thesis is the calculation process of the gas molecule cost, a physical and economical balance will be defined in every significant point of the Spanish Gas System just to obtain that cost. This balance considers the initial stock affected by every input and output to the storages, and using one of the methods of stock valuation will calculate the cost of the molecule. Therefore the election of the method applied in the stock valuation plays a vital role in the thesis development and because of that, the thesis contains a comparison of the three following ones: Weighted Average Cost, First In First Out and Last In First Out. After studying the advantages and disadvantages of each method, the one elected will be the WAC.

A deep knowledge about the Spanish Gas System characteristics and way of running is necessary in order to write the specification of the Information System. Information System will be forced to use plenty of data related to the gas business that should be perfectly understood and interpreted. So that document should begin with a detailed resume about the gas business in Spain, just to show a picture of how it is and how it works.

Firstly a review to the gas chain value is accomplished, the chain value will divide the gas transactions into two categories depending on it is LNG (Liquefied Natural Gas) or NG (Natural Gas).

Summary�

After that the study is focused on the Spanish System. This chapter is made up of a comprehensive description of the different infrastructures where the transactions take place, the way of working of the Spanish System, the agents able to operate and to finish, the regulatory framework.

Once all this information is clear enough. A first classification of the different transactions could be carried out: purchases, sales and logistic trading.

As has been said before, a key point in the performance of this thesis is the issue of how to calculate the cost and which are the components of this cost. There will be four main components: the molecule cost derived from the economical and physical balances, the costs of the tolls –paid for the use of the infrastructures-, the costs generated by the risk management operations and big category of costs related to the way of operating.

Information System specification consists of: a description and classification of each input data, that ones will be divided into to classes depending on the source they come from, structural data managed by the users and data provided by external data bases; a intensive explanation about the implemented calculation and the processes, the physical balances to obtain the gas molecule cost applying WAC method, the distribution of the other costs among the operations, the assessment of each sale according to the contract and the calculation of the obtained margin.

Finally the results obtained by the Information System are showed through the explanation of a practical example which try to portray the most important kind of operations.

The results provided by the Information System are really important for the correct running of a company because these are used for the decision making process and for the accounting.

Especificación funcional de un sistema de información para el cálculo del coste y el margen de las operaciones de gas.

Cristina Bonilla Escavias de Carvajal

1.- Introducción


Cristina Bonilla Escavias de Carvajal 2

1.1 ¿Qué es el gas natural?

El gas natural es un combustible fósil, que se crea en los yacimientos a partir de materia orgánica. Proviene de restos vegetales y animales que sufren transformaciones a lo largo del tiempo por estar sometidos a elevadas presiones y temperaturas que rompen los enlaces de carbono de la materia orgánica. La composición del gas natural está relacionada con su origen termogénico, de manera que se puede dividir en:

a) Gas seco: No presenta fase líquida cuando se encuentra a la temperatura ambiente y a la presión de la planta de tratamiento. Este gas se compone principalmente de metano y etano, con pequeñas proporciones de propano y butano. Se puede considerar el gas natural comercial.

b) Gas húmedo: Si presenta fase líquida en las condiciones anteriores, en este caso la proporción de propano y butano de la fase gaseosa es considerable, siendo la fase liquida una variante de la gasolina.

Generalizando se puede considerar una composición del gas natural que contiene aproximadamente el 90% de metano ( 4CH ), y en menores cantidades etano ( 62HC ), propano ( 83HC ) y butano ( 104HC ). En origen puede presentar otros gases como nitrógeno ( 2N ), dióxido de carbono ( 2OC ), ácido sulfhídrico ( SH 2 ), helio ( He ), argón ( Ar ), además de vapor de agua y, a veces, mercurio ( Hg ) y arsénico ( As ). Es importante no confundir el gas natural con los Gases Licuados del Petróleo (GLPs), por ejemplo el propano y el butano, que como se ha mencionado pueden estar presentes en su composición. Aunque a la presión de la atmósfera son gaseosos se pueden licuar fácilmente bajando su temperatura y aumentando su presión, se obtendrían así los líquidos condensados del gas natural: GLPs y gasolinas naturales.



Figura 1: Esquema composición del gas natural. [ALVA03] Debido a su variada composición según el yacimiento, se hace necesario un cuidadoso tratamiento del gas para eliminar los componentes no deseados y para obtener un gas de características y calidad adecuadas para su uso. El tratamiento del gas natural puede obedecer a motivos de seguridad puesto que algunos de los elementos contaminantes presentes en el gas natural pueden tener carácter tóxico. Este es el caso del mercurio, que aunque se presente en pequeñas trazas tiene peligrosas propiedades corrosivas al reaccionar con determinadas aleaciones de aluminio. Igualmente, aunque el gas natural no tiene un olor característico por su composición, se odoriza de manera que el consumidor final lo reconoce fácilmente en caso de fuga. También se trata el gas por motivos comerciales. En algunas ocasiones es necesario ajustar el nivel de concentración de los hidrocarburos para evitar que aparezca fase líquida durante el transporte, conseguir el poder calorífico exigido para el consumo o incluso extraer los hidrocarburos líquidos antes mencionados, muy valiosos en la industria petroquímica. Este proceso de tratamiento del gas, se detallara cuando se estudie la cadena del gas natural. 1.2 ¿Qué es un yacimiento? Un yacimiento de petróleo o de gas natural es una acumulación de hidrocarburos que, saturando los poros o fisuras de las rocas que las albergan, se encuentran en distintas formas bajo la superficie terrestre.



El gas formado en la profundidad, al ser poco denso tiende a migrar hacia la superficie, de manera que si no encuentra obstáculos se pierde en la atmósfera. Por tanto para que se forme un yacimiento son necesarias cuatro condiciones: existencia de roca madre que genera los hidrocarburos, existencia de proceso migratorio que permite que los hidrocarburos se muevan por el subsuelo, existencia de roca almacén y, por último, existencia de una trampa que impida el movimiento de los hidrocarburos hacia la superficie. Los hidrocarburos son generados por la roca madre que es una roca rica en materia orgánica. El proceso de migración es el movimiento de estos hidrocarburos hacia la superficie; al ser menos densos que el agua que satura los poros de las rocas, pasan a través de rocas permeables. Pero en su camino hacia la superficie los hidrocarburos quedan atrapados en una roca porosa y permeable, la roca almacén. La condición para que la roca almacén pueda retener los hidrocarburos es que exista sobre ella una formación impermeable que impida el paso de los hidrocarburos hacia la superficie, recibe el nombre de roca cobertera. En la acumulación de hidrocarburos es esencial la existencia de obstáculos o “trampas”, éstas pueden ser estructurales o estratigráficas. Las estructurales se deben a plegamientos o fracturas de las rocas como las fallas o los domos salinos; las estratigráficas se deben a la acumulación de sedimentos del tipo de los cuerpos arenosos, los arrecifes o las disconformidades sedimentarias. Los yacimientos suelen clasificarse de acuerdo con la posición relativa de los valores de la temperatura y presión iniciales, con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas que relacionan ambas magnitudes físicas. Esta distinción no es fácil pues existe una gran variedad de combinaciones de presión y temperatura en un yacimiento y no hay líneas divisorias precisas para clasificarlos. Los yacimientos se suelen caracterizar basándose en su diagrama de fases, cada hidrocarburo posee un diagrama presión-temperatura dependiendo de la composición del yacimiento. La zona inferior izquierda del diagrama, se caracteriza por la existencia de dos fases: fase líquida y fase gaseosa. Es la zona bifásica de vaporización, en



la que dependiendo de la presión y la temperatura, variará el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo. Las zonas sobre la curva, marcadas con los puntos A, B y C, se caracterizan por ser monofásicas. El hidrocarburo se presenta en estado líquido o gaseoso dependiendo si la temperatura se encuentra por encima o por debajo del punto crítico. Los puntos A y B de temperatura mayor a la crítica, representan un fluido en estado gaseoso, el punto C de temperatura inferior a la crítica representa un fluido en estado líquido.

Figura 2: Diagrama de fases de un yacimiento [YACI09] Trasladando esta distinción de zonas características a los posibles estados dentro de un yacimiento, se tiene que en condiciones distintas de presión y temperatura, una misma mezcla de hidrocarburos puede encontrarse en fase líquida, gaseosa o convivir en ambos estados. Se dice que un yacimiento es de petróleo cuando en las condiciones de presión y temperatura del subsuelo, la mezcla de hidrocarburos se presenta en estado líquido; si por el contrario la mezcla se encuentra en fase gaseosa, se dirá que el yacimiento es de gas. En la mayoría de las ocasiones, los yacimientos contienen ambas cosas, la proporción en que se encuentran uno y otro es función de la temperatura sufrida durante el enterramiento; de manera que en yacimientos menos profundos de dará una mayor presencia de petróleo, mientras que en yacimientos profundos, donde la temperatura está cerca de superar la temperatura crítica, se encontrará casi exclusivamente gas natural.



1.3 ¿Por qué es importante el gas natural? Como muestra de su poder energético se pueden reseñar los siguientes datos: la combustión completa de 1g de 4CH produce 2,75 g de 20C liberando 55,6 KJ, es decir, se producen 20,21 KJ por cada gramo de 20C liberado a la atmósfera. Si se comparan estas cifras con las de otros combustibles fósiles como el carbón, se observa que mediante la combustión de 1g de antracita, carbón con el poder calorífico más alto, se liberan entre 33 y 36 KJ, siendo las emisiones mucho mayores. Esto hace del gas natural un combustible de gran importancia para la generación eléctrica. El gas se quema como combustible en las centrales térmicas de combustible fósil, ya sean térmicas convencionales, centrales de ciclo combinado o plantas de cogeneración. Los datos tomados de los Informes de Red Eléctrica de España muestran un gran aumento en la producción de los ciclos combinados durante los últimos años. Observando el gráfico vemos que desde el año 2003 al 2008 el porcentaje de producción del régimen ordinario realizada con esta tecnología ha pasado del 7% a más del 30%. Este incremento se traduce irremediablemente en un crecimiento del consumo de gas natural como combustible para la generación de electricidad.

Figura 3: Evolución Producción Ciclos Combinados. Elaboración Propia [REE08]

Esto no es más que el resultado de la tendencia a la que se ha asistido en los últimos años, en los que la inversión en ciclos combinados ha sido de gran importancia. Esta tecnología, impulsada por diversos motivos como sus moderadas emisiones de dióxido de carbono, un plazo de ejecución comparativamente reducido y unos niveles de precios del combustible considerablemente competitivos, ha experimentado un progresivo aumento de capacidad instalada en los últimos cinco años.



El siguiente gráfico basado en los datos del Informe del Sector Eléctrico emitido por Red Eléctrica España en el 2008, muestra como esta capacidad se ha cuadruplicado en los últimos seis años. Esto convierte a los ciclos combinados en una tecnología esencial en el mix de generación actual y por tanto al gas natural en una baza fundamental dentro de las empresas eléctricas.

Figura 4: Capacidad Instalada Ciclos Combinados. Elaboración Propia. [REE08]

Si bien este crecimiento puede considerarse estabilizado en la actualidad, la existencia de esta capacidad instalada ha hecho que durante los últimos años una importante parte de la demanda española se haya cubierto generando electricidad con gas natural. Así se puede apreciar observando la evolución de la cobertura de la demanda con ciclos combinados recogida en el próximo gráfico.

Figura 5: Cobertura de la Demanda con Ciclos Combinados. Elaboración Propia. [REE08]



Pero su combustión en las centrales eléctricas no es el único uso del gas natural, un importante volumen del consumo en España está dirigido al consumo doméstico e industrial. Tomando los datos del último anuario de SEDIGAS, podemos analizar la evolución de las ventas de gas natural en el mercado doméstico, y a su vez, compararlo con las mismas en el mercado eléctrico. Habría que destacar en ambos casos su tendencia ascendente, además se aprecia con claridad como el consumo de la generación eléctrica experimenta un notable ascenso en los años en los que se impulsan los ciclos combinados.

Figura 6: Ventas de gas para el mercado doméstico y generación. Elaboración Propia [SEDI09]

En ciertas ocasiones de plantea la cuestión de cuando, desde el punto de vista del negocio, es más provechoso dedicar el gas a otros fines en lugar de dedicarlo a la propia generación eléctrica. Esto deja abierto un tercer destino del gas como materia para operar en los mercados. Esta actividad dará lugar a una amplia variedad de posibles operaciones de naturaleza tan imaginativa como el mercado permita. Los fines o destinos que hasta ahora han sido definidos para el gas natural, en especial el trading de gas, hacen absolutamente necesario para las empresas eléctricas, el desarrollo de un robusto sistema de liquidaciones para las operaciones de gas natural.



2.-Objeto



Como se decía en la introducción, una empresa puede abordar el negocio del gas natural de distintas maneras. El fin último se puede considerar único, abastecer de gas a un cliente, pero la operación será muy distintas si a quién se abastece es a un activo de generación propio, a clientes comerciales del negocio minorista o a una contraparte externa a la empresa. Esto origina una gran variedad de transacciones de características diversas, que han de ser liquidadas para poder saldar los pagos y cobros, además de para conocer su resultado económico. La complejidad del sistema gasista español, la diversidad de los contratos de aprovisionamiento y la cantidad de costes asociados a las operaciones, hacen que sea necesario manejar un elevado volumen de información, que en la mayoría de los casos tendrá que ser tratado y parametrizado. El objeto de la presente tesis es especificar los requerimientos necesarios para desarrollar un sistema de liquidaciones de las operaciones de gas. Este sistema debe ser capaz de organizar la información de las operaciones y realizar los cálculos necesarios para obtener el coste del gas y el margen obtenido en las mismas. Para la definición de dicho sistema se hace necesario un repaso general al negocio del gas, así como un estudio sobre los distintos métodos de cálculo del coste de un stock.



3.- Análisis del negocio

del gas.



3.1. Cadena de valor del gas natural.

Se llama cadena de valor del gas natural a la sucesión de etapas por las que éste pasa desde el yacimiento hasta que llega al consumidor final.

Los diferentes eslabones de la cadena son los siguientes:

Figura 7: Cadena de valor del gas. [ALVA03]

3.1.1. Exploración y Producción

La búsqueda de yacimientos de hidrocarburos ha evolucionado mucho desde sus inicios; en los orígenes de la industria del petróleo y el gas, los métodos de localización de yacimientos se basaba en la observación de emanaciones en la superficie terrestre. Gracias a los avances tecnológicos impulsados por el auge del sector, se ha podido avanzar en el desarrollo de métodos de localización indirecta. Una primera aproximación a la localización del yacimiento viene determinada por la geología de campo. En un principio mediante fotografía aérea, ahora con imágenes vía satélite, se realiza un reconocimiento litológico y estructural de la superficie. Esta información junto con datos del subsuelo como la edad, génesis de las rocas, porosidad



o permeabilidad, permiten clasificar las zonas según la probabilidad de que se den hidrocarburos. Una vez realizada esta evaluación son necesarios estudios más profundos que se pueden basar en distintos fenómenos. Los tres métodos más utilizados se basan en la geofísica del terreno y se pueden clasificar en sísmicos, magnetométricos y gravimétricos. La técnica sísmica se basa en cómo la energía en forma de onda sísmica se propaga a través de la corteza terrestre, interaccionando de distinta manera con cada tipo de formación que se encuentra a su paso. En el caso de la técnica magnetométrica se miden las anomalías en el campo magnético terrestre de las rocas que forman la corteza, mediante este método se pueden detectar, por ejemplo, movimientos en las placas tectónicas que, una vez estudiada la evolución de las cuencas sedimentarias, podría llevar con cierta probabilidad a detectar la formación de petróleo o gas natural. Por último la técnica gravimétrica estudia las diferentes características estructurales de la superficie terrestre, basándose en anomalías gravitatorias debidas a la diferencia de densidades de los distintos tipos de roca. Tras la aplicación de alguno de los métodos citados, la única forma de probar la existencia del yacimiento es mediante un sondeo exploratorio con “wildcats”. Esta operación es bastante costosa por lo que se aprovecha para obtener diferentes datos del subsuelo. Conociendo la porosidad, el espesor de la formación de hidrocarburos y la saturación del agua, se puede estimar el volumen de reservas del yacimiento; por otro lado, midiendo la resistividad se podrá determinar la proporción de hidrocarburos, pues ambos factores son directamente proporcionales. Una vez realizada esta perforación se suele realizar un ensayo de producción para comprobar la composición, temperatura y presión de los fluidos, así como el índice de productividad del yacimiento. Llegado a este punto se puede considerar que ha sido probada la existencia del yacimiento, y además, evaluado su contenido; es por tanto el momento de realizar un estudio de viabilidad para una posible puesta en producción.



Las técnicas de perforación han avanzado mucho a lo largo de los años, de manera que en la actualidad ya no sólo se dan prospecciones verticales sino que se puede perforar en horizontal, posibilitando esto el acceso a yacimientos más lejanos desde un mismo punto. Los equipos de perforación se clasifican en dos tipos principales, los equipos “onshore” o de tierra y los equipos “offshore” o equipos de perforación en el mar. Por otra parte, para que el hidrocarburo llegue a la superficie del pozo, se necesita una cierta cantidad de energía. Esta energía puede provenir de sistemas artificiales de bombeo, de reacciones naturales por la expansión de los fluidos comprimidos en la formación, o de la inyección de fluidos en los alrededores del yacimiento que empujan al gas hacia el pozo productor. Cuando la producción del hidrocarburo tiene lugar por un medio natural debido a la expansión del fluido en su yacimiento, se dice que se trata de recuperación primaria. Si se utilizara un empuje artificial, como es el caso de la inyección de agua en los alrededores para empujar al gas y mantener la presión, se hablaría de recuperación secundaria. En caso de inyectar otro fluido distinto al agua o al gas, se trataría de recuperación terciaria. La estructura empresarial de las compañías encargadas de la exploración y producción de hidrocarburos es compleja. Por ser esta una actividad de riesgo considerable, las empresas no suelen participar en su totalidad sino como acreedoras de un cierto porcentaje dentro de un consorcio. Dentro de este grupo de empresas, habrá una que sea la que realmente se ocupe de la operación, quedando las obligaciones y participaciones de los demás participantes bien determinadas por convenio.

3.1.2. Tratamiento.

Una vez extraído el gas natural del pozo, se manda a una planta de tratamiento. Su forma de transporte será distinta según se trate de gas seco o gas húmedo. El gas natural seco puede ser canalizado a través de gasoductos convencionales hasta la planta de tratado, pero si el gas es húmedo, se podrían dar acumulaciones de líquidos en su camino por el gaseoducto, por lo que se hacen necesarias otras alternativas de transporte. Existen básicamente dos posibilidades: la planta de tratamiento es instalada cerca del pozo de extracción, o bien, el gas es enviado a alta presión y temperatura a través de un gasoducto de un grosor superior al normal.



En caso de que el contenido el líquido fuera elevado, es recomendable instalar un separador en la boca del pozo. Esta primera fase del tratamiento es necesaria no sólo porque el gas comercial debe cumplir ciertas especificaciones de calidad, sino porque el gas natural alcanza temperaturas de -160ºC por lo que es necesario eliminar cualquier componente que se pudiera congelar. Las necesidades de calidad del gas natural para entrar al sistema español, vienen especificadas en las Normas de gestión Técnica del Sistema (NGTS) y se pueden ver a continuación:

Características� Unidad Mínimo Máximo�Poder�Calorífico�Superior� MJ/m3(n) 36.93 47.74�Índice�de�Woobe�superior� MJ/m3(n) 48.25 57.81�Contenido�de�Nitrógeno� %�Molar � 7.5�Contenido�de�Dióxido�de�Carbono %�Molar � 3�Contenido�de�Agua� mg/m3(n) � 80�Contenido�de�Azufre� mg/m3(n) � 150�

Figura 8: Necesidades de calidad del gas en el Sistema Español. [ALVA03]

Se puede decir que la fase de tratamiento está orientada a reducir el contenido en agua, los gases ácidos, el mercurio, los hidrocarburos de cadenas superiores al metano y el nitrógeno. Los motivos por los que se desean eliminar o minimizar estos compuestos son varios: Como se citaba anteriormente, la congelación y condensación del agua puede taponar los circuitos de licuefacción, por su lado los gases ácidos producen la corrosión de los gasoductos y dan lugar a una combustión contaminante, concretamente el mercurio es altamente corrosivo. Sin embargo el nitrógeno es un gas inerte que no produce ningún daño de corrosión pero que obliga a bajar la temperatura a la que se transporta el gas, por lo que el consumo energético en las plantas de licuefacción es mayor. Las cadenas de hidrocarburos superiores al metano, especialmente si están en estado líquido, provocan que se ensucien los gasoductos. Los procesos utilizados en el tratamiento son los siguientes: Desulfuración y descarbonatación: Se utilizan para la eliminación de gases ácidos. Se puede realizar mediante absorción química, absorción física y adsorción. Mediante la absorción química, una solución



absorbente reacciona químicamente con los gases ácidos para producir un compuesto que puede ser disociado con facilidad. En la absorción física, los gases simplemente se disuelven en la solución absorbente sometiéndolos bajo presión. Por último la adsorción se realiza utilizando filtros o tamices moleculares y son indicados para los gases con baja concentración de componentes ácidos.

En algunos casos es necesario utilizar más de uno de estos métodos para eliminar todos los gases ácidos. Deshidratación: El agua se elimina mediante adsorción, usando desecadores sólidos como los tamices moleculares o la alúmina activada. Eliminación de otros compuestos: El mercurio se elimina haciendo circular el gas a través de un lecho absorbente sólido. El nitrógeno se separa por procesos criogénicos, pudiéndose hacer incluso en la planta de licuefacción si el fin es exportarlo. A los hidrocarburos superiores al metano se les hace condensar bajándole mucho la temperatura, los componentes separados se pueden utilizar como gas de aporte a los ciclos de refrigeración en las plantas de licuefacción.

3.1.3. Transporte por gasoducto

Se les llama gasoductos de transporte a los conductos por los que se transporta gas a una presión de diseño superior a los 16 bares, siguiendo lo fijado por el Real Decreto 1434/2002 del 27 de diciembre y con la Ley 34/1998 del 7 de octubre del Sector de Hidrocarburos. El gasoducto, que discurre enterrado y se construye en acero al carbono, se diseña teniendo en cuenta las condiciones de operación y sus requerimientos tanto durante su vida útil como en situación de abandono. Mediante un estudio hidráulico para una tubería con un diámetro dado, se puede determinar la presión y la temperatura a lo largo del gasoducto para los casos estacionarios y transitorios. Los principales factores de riesgo a los que se debe enfrentar un gasoducto y que habrá que prever en su diseño e instalación se pueden resumir como sigue: corrosión y erosión interna, corrosión y acciones mecánicas externas, fatiga, fuerza hidrodinámica, fuerzas geotécnicas, defectos en los materiales, sobrepresiones, dilataciones y contracciones térmicas. Se intentarán evitar utilizando aceros resistentes de importantes espesores, trazados óptimos y por supuesto, implantando métodos de



operación y mantenimiento controlados. Para facilitar el mantenimiento y sobretodo para poder aislar zonas estancas en caso de avería, se divide la longitud total del gasoducto mediante válvulas de seccionamiento. Son muchos los aspectos a tener en cuenta a la hora de determinar el trazado del gasoducto, estos tienen en cuenta además de la optimización del coste y la facilidad de mantenimiento, la seguridad de la población y el medio ambiente. Las restricciones a contemplar están fijadas por normativa. En el caso de los gasoductos offshore, las presiones varían de 60 hasta 240 bares por lo que se utilizan mayores espesores que en el caso de los enterrados en tierra firma, en contrapartida el soportar presiones elevadas les permite reducir el diámetro de los mismos por lo que se reduce el coste. El dato clave de un gasoducto es su capacidad de transporte pues determina cuanto gas va a vehicular, ésta depende de la diferencia de presiones entre los extremos y el diámetro del tubo. En gasoductos de larga distancia se utilizan estaciones de compresión, instaladas en unos determinados intervalos para compensar las pérdidas de presión que se producen a lo largo del transporte. La experiencia ha mostrado que para tuberías diseñadas para una presión máxima de 72 bar, la presión mínima ideal se sitúa en unos 45 bar, esto hace que la relación de compresión de las estaciones deba estar entre 1.6 y 1.4. Por tanto, si se tiene la presión inicial y la relación de compresión, se puede calcular la distancia máxima a recorrer por el gas, además se puede determinar cada cuantos metros hay situar una estación de compresión, sabiendo que la presión es fija por los ramales, en los cuales se debe alcanzar como mínimo la presión de las redes de distribución, unos 16 bar. Las estaciones de presión también se utilizan en la confluencia de varios gasoductos, punto del sistema donde son frecuentes las pérdidas de carga. La coordinación y gestión del transporte terrestre del gas natural es fundamental para la fluidez del sistema. Por este motivo, es necesario que, desde un punto centralizado, se controlen las temperaturas, presiones y poderes caloríficos del gas natural que se transporta por la red. Un sistema de telecontrol, jerarquizado en diferentes niveles que aseguran la continuidad de funcionamiento, supervisa todos esos datos en busca de parámetros que se salgan de lo normal, para entonces, dar la orden de rectificarlos y enmendar la situación del sistema.



En el sistema español existen unos 400 centros de telecontrol en un primer nivel de observación, estos centros le pasan información a los Centros de Concentración de Datos (CCD). Los CCD pertenecen a un nivel intermedio de alcance regional, por encima de estos está el Centro Principal de Control (CPC) que se ayuda a la explotación de la red de gasoductos optimizando así la operación del sistema. El CPC está respaldado por un Centro de Reserva que entraría en funcionamiento en caso de incidencia en el primero. 3.1.4. Transporte por cadena de GNL La cadena del GNL se compone de cuatro fases fundamentales: el paso por las plantas de licuefacción, el almacenamiento del GNL, el transporte mediante buques metaneros y su descarga en las plantas de regasificación. Este proceso obedece a que el gas natural algunas veces hay que transportarlo largas distancias en estado líquido, usando barcos especializados, y una vez en destino hay que devolverlo al estado gaseoso para ser vehiculado hasta el consumo. Planta de licuefacción: La razón por la que el gas natural se convierte al estado líquido para su transporte por vía marítima es el aprovechar que de esta forma la misma cantidad de gas ocupa un volumen unas seiscientas veces menor. El motivo de que esta forma de transporte se reserve para largas distancias, es que el elevado coste de las tecnologías de licuefacción solo justifica su utilización cuando no es viable el traslado por gasoducto.

Todos los métodos de licuefacción vigentes se basan en el enfriamiento del gas natural hasta una temperatura de -160ºC, para la cual el gas se convierte en líquido sin necesidad de variar la presión atmosférica. El hecho de poder trabajar a esta presión disminuye el coste de almacenamiento y transporte, pues los tanques pueden ser de espesores menores a los requeridos para albergar el gas a altas presiones. El tratamiento del gas en las plantas de licuefacción comprende varias etapas. Comienza con la eliminación de los gases ácidos que continúe teniendo el gas natural, una vez completada esta labor, se habla de gas “dulce”. Este gas “dulce” se envía a una unidad de deshidratación y eliminación de mercurio para terminarlo de limpiar. A partir que aquí el gas comienza la verdadera licuefacción, que comienza con un pre-enfriamiento hasta los -20ºC o -35ºC que hace condensar los hidrocarburos pesados. El gas formado por metano y etano fundamentalmente se manda a la sección de licuefacción para que



continúe el proceso, el condensado se envía a la unidad de fraccionamiento para separar sus componentes. Una vez que se ha conseguido una corriente líquida que contiene únicamente hidrocarburos pesados, se envía a tanques de almacenamiento fuera de la unidad. El resto de los componentes separados en la unidad de fraccionamiento se utilizan como refrigerantes para la licuefacción, o bien se añaden a la corriente de gas para aumentarle su poder calorífico. El proceso de licuefacción sigue un típico ciclo frigorífico, este aprovecha que la temperatura de condensación de la mezcla de etano, propano y nitrógeno es más elevada, para utilizar como medio de condensación el aire o el agua de mar, después tras despresurizarlo, se aprovecha el descenso brusco de temperatura que se produce debido a su bajo punto de evaporación, para enfriar el foco caliente que en este caso es el gas natural. El calor que se le ha quitado al foco frío vaporiza el refrigerante que una vez llevado a alta presión mediante un compresor se condensa con aire o agua de refrigeración. Tras esto, se expande alcanzando una temperatura muy inferior a la de condensación a alta presión y al ponerse en contacto con el fluido a refrigerar, le quita al gas natural el calor de vaporización del refrigerante.

Existen tres tipos distintos de plantas de licuefacción, cuya principal diferencia es la forma de realizar la refrigeración. El primer tipo utiliza una refrigeración clásica, con tres etapas en un pre-enfriamiento con propano que llega hasta los -35ºC, seguido de una licuefacción con etileno también de tres etapas que termina en los -95ºC para seguir con un subenfriamiento que utiliza el metano en otras tres etapas hasta conseguir una temperatura de -150ºC. Este método se utiliza en países como Argelia, Alaska y Trinidad y Tobago, fue el empleado en las primeras plantas de GNL. Su principal ventaja es su facilidad de diseño pues siempre se tratan compuestos puros, por otro lado su inconveniente es la necesidad de un circuito independiente para cada refrigerante más el del gas natural. El segundo método de refrigeración utiliza un refrigerante mixto de flujo único, en el que se sustituyen los circuitos de etileno y metano por una corriente de refrigerante formado por metano, etano, propano, nitrógeno y n-butano que se comprime en un compresor único. Se utiliza en la actualidad en Libia y también en Argelia. Sin duda el más extendido es el tercero que combina un refrigerante mixto con un pre-enfriamiento con propano, el ciclo de propano lleva el gas



natural desde la temperatura ambiente hasta uso -35ºC o -40ºC, quedando para la refrigeración posterior el llevarlo hasta los -150ºC. Almacenamiento del GNL: El almacenamiento de GNL es un eslabón clave de la cadena, pues hace posible que tanto las plantas de licuefacción como las de regasificación puedan funcionar continuamente cuando, sin embargo, el transporte marítimo es discreto. El GNL se almacena en tanques, cuyo diseño debe soportar unos 450 kg/m3 de densidad y una temperatura de -160ºC. También han de ser lo suficientemente estancos para no permitir la salida de GNL que se pudiera evaporizar ni la entrada de aire o aguas del exterior, para ello se utiliza un forro de acero al carbón que recubre el tanque de hormigón. A pesar de esto, existe una barrera de contención secundaria para caso de fuga. El principal objetivo del tanque es mantener el gas a baja temperatura, en estado líquido, buscando este fin, los tanques se componen de las siguientes partes: El tanque interior, aislado del ambiente exterior pues su función es mantener el gas a temperaturas criogénicas. Existen dos tipos de tanques interiores, los autoportantes y los tanques de membrana. La diferencia entre uno y otro, es que el tanque autoportante puede operar en condiciones criogénicas manteniendo adecuadas características de resistencia mecánica y estanqueidad, pues es capaz de soportar las cargas mecánicas ejercidas por el líquido; el tanque de membrana sólo tiene como labor retener el líquido, confiriéndole la resistencia mecánica el depósito exterior.

El aislante, una capa, generalmente de perlita, vidrio celular, lana de fibra de vidrio, polietileno o “ foam glass”, que rodea el tanque interno y evita el aporte de calor al GNL y por tanto su evaporación. El tanque externo, sirve para contener el aislante y debe ser estanco a los vapores de GNL. Pueden ser de contención simple o de doble contención: los primeros no son capaces de contener una posible fuga del tanque interior, por lo que se debe construir un medio alternativo para recogerla; en el caso de los de doble contención, el recipiente incorpora funciones de contenedor secundario, pudiendo mantener el gas en estado liquido en caso de fuga en el contenedor primario. A parte del tanque propiamente dicho, existen otras partes que componen la instalación de almacenamiento de GNL como las tuberías de llenado



del tanque, las tuberías de alivio de vapores o recuperación del “boíl-off”, el control del nivel del tanque, las bombas criogénicas sumergidas o los equipos para controlar la densidad y temperatura del gas. Transporte marítimo mediante buques metaneros: El crecimiento del negocio del gas natural y su carácter internacional ha generado la necesidad de tener que mover el GNL grandes distancias, por eso la inversión en el desarrollo de los metaneros y en la capacidad de transporte disponible ha sido importante. Si se compara este dato desde principios de los noventa hasta nuestros días, se aprecia que la capacidad de transporte ha pasado de poco más de 5 millones de metros cúbicos a más de 20. Hoy día, la propulsión utilizada por todos los buques metaneros en funcionamiento, provienen del propio gas transportado. A pesar de que uno de los principales objetivos del diseño del barco, es que el GNL permanezca durante todo el viaje en condiciones criogénicas, es inevitable que parte de su contenido se evapore durante el trayecto, estos gases de escape o “boil off gases” son utilizados por el propio buque para propulsarse junto con su combustible habitual. La tecnología continúa avanzando en dos direcciones: la de reducir al mínimo el “boil off”, mientras que en los años setenta se admitía una pérdida del 0.25% del gas al día, en la actualidad se trata de niveles en torno al 0.13% de “boíl off” diario; y la de sustituir la propulsión convencional basada en el vapor por alternativas de propulsión eléctrica o motores duales. Los metaneros se diseñan para transportar y descargar gas de una densidad máxima de 0.5t/m3, que esté a una temperatura de unos -163ºC y a una presión un poco superior a la atmosférica, de hecho las válvulas de seguridad se bloquean a 250mbar de sobrepresión. El diseño del buque ha de reflejar estas condiciones de funcionamiento, tomando como primera medida que el material debe soportar esas bajas temperaturas y el aislamiento ha de impedir el intercambio de calorías entre el exterior y el gas. Existen en el mercado dos sistemas de contención fundamentales, el de membrana y el de esfera. El sistema de contención de membrana se forma de las siguientes capas: la barrera primaria que es una fina capa de aleación de acero y níquel o de acero inoxidable corrugado diseñado especialmente para soportar las cargas térmicas y el peso del gas; una primera capa de aislamiento, en este



tipo de buques el aislamiento se consigue mediante bolas de perlita o espuma de poliuretano reforzada por fibra de vidrio; la barrera secundaria de contención que bien puede ser de acero aleado con níquel o de fibra de vidrio y papel de aluminio; y por último otra capa de aislamiento de los mismos tipos. En el caso del sistema de contención de esfera, cada tanque consiste en una esfera de aluminio aleado de unos 200mm de espesor que se apoya en un soporte con forma cilíndrica unido al ecuador de la esfera, por el otro lado, el cilindro va soldado al casco del barco. En este caso no existe la segunda capa de aislante, el aislamiento se consigue con una espuma de poliuretano que, sobre la superficie de la esfera y del soporte, consigue soportar los esfuerzos térmicos. Plantas de regasificación: Una vez que el barco llega al país de destino, descarga el GNL en la terminal regasificadora, donde se almacena hasta el momento de su regasificación. La descarga del GNL se realiza mediantes unos brazos que unen el buque y los tanques criogénicos, estos brazos que pertenecen al barco son los mismos que sirven en la planta de licuefacción para cargar el barco. Normalmente como mínimo suele haber tres brazos, de los que uno es híbrido y puede operar con vapor en caso de emergencia y otro permite el retorno de vapores al barco para compensar el volumen desplazado durante la descarga. Aunque las tuberías de los brazos están aisladas térmicamente, hay parte del gas que es inevitable que se evapore, ese volumen pasa al sistema de recuperación de vapores de “boíl off” que tiene tres destinos, como primer recurso volverá al barco para compensar el volumen desplazado en la descarga, si no, como segunda opción, pasará a través de compresores criogénicos al relicuador para volverlo a convertir en GNL y por último, como opción de emergencia, se dirigiría a ser quemado en la antorcha de venteo. Estructuralmente, las características de los tanques de almacenamiento en una planta de regasificación son las mismas que los de las plantas de licuefacción. El llenado de los tanques puede realizarse por arriba o por debajo, dependiendo de la densidad del gas descargado, si el gas que llega es menos denso que el almacenado el llenado se hace por la parte de abajo, mientras que si el gas nuevo es más denso que el almacenado se llena por



la parte de arriba, de esta forma se consigue el mezclado del gas que llega y el existente. Se realizan dos etapas de bombeo para descargar el gas. La primera desde la presión del almacenamiento hasta alcanzar la presión del relicuador, éste como ya se ha comentado, tienen la misión de recuperar el gas evaporado pero también actúa de acumulador de líquido para que sea aspirado por las bombas secundarias. Las bombas secundarias que conforman la segunda etapa de bombeo, son de características similares a las primarias, que bombean el GNL hasta una presión de unos 80 bar, directamente hacia los vaporizadores. Los vaporizadores suelen ser o de agua de mar o de combustión sumergida. Si las condiciones climatológicas lo permiten se suele utilizar el vaporizador de agua del mar como el principal y el de combustión sumergida sólo en caso de avería del primero o para atender una demanda punta. El funcionamiento del vaporizador de agua de mar es muy simple, el agua cae por acción de la gravedad sobre uno tubos aleteados de aluminio por dentro de los cuales circula a contracorriente el GNL, cuando ha avanzado unos 2 metros ya se h empezado a vaporizar. El segundo método consiste en hacer circular el GNL por un serpentín sumergido en una cuba llena de agua calentada por un quemador sumergido. 3.1.5. Almacenamiento subterráneo de gas natural

El objetivo de los almacenamientos subterráneos de gas es cubrir las variaciones estacionales de la demanda, es decir, poderlo guardar cuando esta disminuye y sacarlo durante los meses que sube. La idea más extendida es utilizar para almacenar el gas antiguos yacimientos, aunque también se pueden construir almacenamientos subterráneos artificiales reproduciendo las condiciones de un yacimiento en otros lugares como los acuíferos, las cavidades generadas en domos salinos, o incluso en minas abandonadas. Un parámetro fundamental en el diseño de cualquier elemento de la red de distribución de gas es la punta de demanda del día más frío del año, además los almacenamientos subterráneos quedan definidos con los siguientes aspectos: La capacidad total de gas, es decir, el volumen máximo de gas que puede ser albergado. Notar que es una de las ventajas del almacén subterráneo,



puesto que la profundidad permite aumentar el volumen de gas almacenado por ser este un fluido compresible. El gas total almacenado, el gas que hay en el almacén en un determinado momento. El gas colchón o de base, gas que hay permanentemente al fondo del almacén y que proporciona una presión y una capacidad de extracción adecuadas. Un tercio aproximadamente del gas colchón se considera extraíble por medios mecánicos en caso de emergencia. La capacidad de gas de trabajo, que es la diferencia entre el gas total almacenado y el gas colchón. El gas de trabajo es el gas disponible para el mercado. La capacidad de extracción o entregabilidad en la cantidad de gas que puede ser retirado en un momento determinado, depende del gas almacenado y de la presión del almacén. La capacidad de inyección, cantidad de gas que se le puede dar al almacén en un determinado periodo de tiempo. La forma de operar en los almacenamientos determina los requerimientos de estas características, tradicionalmente el uso que se le ha dado a estos tipos de almacenes es el de cubrir intervalos de demanda largos, almacenando en verano y sacando en invierno, en la actualidad aunque la filosofía es la misma se tiende a una operación más flexible donde no es tan importante la capacidad como la entregabilidad y la capacidad de inyección. El emplazamiento del almacén determina en gran medida su volumen y la capacidad de inyección y extracción del gas, el siguiente esquema puede servir para clasificar los almacenamientos según su ubicación.

Gra

n V

olum

en

Yacimientos de gas y petróleo agotados Acuíferos

Domos salinos Minas abandonadas

Alta Capacidad de inyección y extracción Figura 9: Características de un almacenamiento según su ubicación Elaboración Propia.



Los almacenamientos tienen una gran importancia desde el punto de vista de la estrategia pues sirven tanto para controlar el riesgo de interrupción del suministro por motivos técnicos, de abastecimiento o políticos, como para arbitrar los precios entre los periodos de alta y baja demanda. Se puede decir que una operación eficiente de los almacenes subterráneos puede ayudar a optimizar el coste de distribución del gas. 3.1.6. Redes de distribución Las redes de distribución son el paso final para entregar el gas al consumo, consisten en derivaciones de los gasoductos de transporte. Ambos trabajan a distintas presiones por lo que son necesarias las Estaciones de Regulación y Medida (ERM) que además de adecuar la presión, representan el punto de medida en la salida hacia las redes. De forma parecida a la red de distribución eléctrica, estas redes se diseñan con dos configuraciones: ramificada y mallada. En la configuración ramificada se llega al suministro desde sólo un punto, mientras que en la mallada los usuarios está interconectados a la red por varios puntos. Las redes ramificadas representan una solución más barata, pero por otro lado suponen un reparto menos equilibrado de presiones y ofrece una menor garantía de suministro que la mallada. La clasificación de las redes de distribución de gas se hace de acuerdo a los niveles máximos de presión, de manera que quedan:

Tipo de Red Presión Máxima de Servicio Baja Presión(BP) P<0.05 bar Media Presión A (MPA) 0.05<P�0.4 bar Media Presión B (MPB) 0.4<P�4bar Alta Presión A (APA) 4<P�16 bar Alta Presión B (APB) P>16 bar

Figura 10: Niveles de presión de las redes de distribución [AVA03]

La presión de diseño utilizada en cada tipo de red viene determinada por el tipo de cliente que va a abastecer y por las previsiones de consumo que determinan el caudal que va a ser necesario conducir. Lo más normal es que las redes de Alta Presión se utilicen para abastecer a las plantas con turbinas de vapor, aunque los cogeneradores, especialmente si tienen motor alternativo, se pueden abastecer desde redes de Media presión B, al igual que la pequeña industria. La Media Presión B y la Media presión A se pueden utilizar para suministrar a zonas domésticas, quedando la Baja Presión para el gas ciudad.



La categoría de la red determina su material, los más utilizados son el acero, el polietileno, la fundición dúctil y el cobre. El acero es el material indicado para las redes de Alta Presión, externamente van aisladas eléctricamente con polietileno y pinturas de poliuretano, además requieren protección catódica. La fundición dúctil presenta características muy similares al acero pero con una mayor resistencia a la corrosión por lo que su utilización es similar. El polietileno y el cobre en cambio, sólo se pueden utilizar en Baja Presión y Media Presión, el primero es una buena solución pues no necesita aislante eléctrico ni protección catódica. En el punto de unión entre la red de distribución y el consumo debe encontrarse una Estación de Regulación y Medida que además de medir, filtra las impurezas del gas y acondiciona la presión. Toda la red está seccionada por válvulas que la dividen en tramos de manera que se puede aislar cualquier sección. Las válvulas permiten distintas operaciones como derivaciones del caudal o el vaciado de un tramo mediante venteo de la línea.

3.2. Sistema gasista español

3.2.1. Aprovisionamientos

La producción nacional de gas natural es prácticamente nula, los yacimientos de Serrablo y Gaviota se utilizan desde hace muchos años como almacenamientos subterráneos, por lo que sólo se puede contar con una mínima aportación con tendencia decreciente de los yacimientos del Valle del Guadalquivir y el Golfo de Cádiz. Se puede afirmar que, prácticamente, la totalidad del gas consumido en España se importa de otros países. Históricamente el Gas Natural ha llegado a España por medio de la cadena de GNL y proveniente principalmente de dos países: Argelia y Libia. En la actualidad el abanico de países que suministran gas a nuestro país ha crecido, de manera que se ha reforzado la seguridad de aprovisionamiento del sistema. El 99.7% del gas comercializado en España proviene como se observa en el gráfico de once países, siendo los más importantes: Argelia que sigue proporcionando el mayor volumen, seguido de Nigeria, los Países del Golfo, Egipto y Trinidad y Tobago.



Figura 11: Procedencia de los aprovisionamientos. [SEDI09] Por otro lado también se ha diversificado la forma en que el gas llega al sistema español, aumentando la participación de los gasoductos, aún así, según datos del Anuario de SEDIGAS 2009, durante el pasado año el 68.7% del gas natural llegó a España transportado en buques metaneros, mientras que el 31.3% restante lo hizo vía gasoducto. Estas cifras sitúan a España en el tercer lugar del mundo como importador de GNL: después de Japón y Corea, y al mismo nivel que los Estados Unidos. La estrategia seguida a la hora de planificar los aprovisionamientos, se orienta a la optimización de los costes de suministro, manteniendo una diversidad en las fuentes de aprovisionamiento que garantice la seguridad de suministro y todo esto dentro del marco de una oferta estable capaz de cubrir las necesidades de la demanda. Todos estos puntos clave, influyen de manera decisiva, en la planificación de las infraestructuras de transporte. 3.2.2. Infraestructuras

Se tratarán en detalle las siguientes instalaciones: plantas de regasificación, red de gasoductos, almacenamiento subterráneos y estaciones de compresión y regulación y medida.



Figura 12: Red Básica de gas natural. [CNEWEB]

3.2.2.1 Plantas de Regasificación El sistema gasista españolo posee seis terminales de regasificación, las plantas de REGANOSA en Mugardos (Ferrol), BBG en Bilbao, Barcelona; SAGGAS en Sagunto, Cartagena y Huelva. De todas ellas la más antigua es la de Barcelona que lleva en funcionamiento desde 1969, a día de hoy es la que más tanques tiene y mayor capacidad de regasificación presenta. Las características técnicas que definen cada una de las plantas, se pueden observar en la siguiente tabla resumen, elaborada con datos de la página web de ENAGAS.



Figura 13: Características técnicas de las plantas de regasificación. [ENAWEB] Tres plantas son propiedad de ENAGAS, el Gestor Técnico del Sistema, Huelva, Cartagena y Barcelona; el resto pertenecen a grupos de distintas empresas unidas en el mismo proyecto. El proyecto de Bahía Bizkaia consistió en la construcción de una planta de regasificación (BBG) y una central eléctrica de ciclo combinado (BBE), fue promovido por BP, Iberdrola; Repsol-YPF y el Ente Vasco de la Energía (EVE). En el caso de la planta de Mugardos, el accionariado de Regasificadora del Noroeste, S.A (REGANOSA) está compuesto por Unión Fenosa, Endesa, Sonatrach, la Xunta de Galicia, Caixa Nova, Banco Pastor y Grupo Tojeiro. La construcción de la planta de Sagunto fue iniciativa de Unión Fenosa Gas, cuyo objetivo, con mucha probabilidad, era regasificar el gas suministrado desde su planta de licuefacción adquirida en Damietta (Egipto). Al proyecto se unieron Iberdrola y Endesa que se reparten el 50% de las acciones. Si se analiza la procedencia del GNL descargado en cada planta se aprecia que a las plantas de Mugardos y Bilbao llegan principalmente buques de Nigeria y Trinidad y Tobago, mientras que el gas descargado en las plantas del mediterráneo proviene principalmente de los países árabes. Se puede concluir que las rutas marítimas determina en parte el destino de los buques.

Mugardos Bilbao Barcelona Sagunto Cartagena Huelva

ATRAQUE m3 140.000 267.000 80.000-140.000 260.000 40.000-

250.000 140.000

Nº TANQUES 2 2 6 3 4 4 CAPACIDAD TANQUES m3 GWh

300.000 2.055

300.000 2.055

540.000 3.699

450.000 3.083

437.000 2.993

469.500 3.216

CAPACIDAD VAPORIZADORES (m3(n))/h GWh/d

413.000 117

800.000 225

1.950.000 561

1.000.000 282

1.350.000 379

1.350.000 382

CARGA CISTERNAS m3/d GWh/d

1.000.000 11.83

1.500.000 17.55

1.500.000 17.98

1.000.000 11.76

1.500.000 17.55

1.000.000 11.81

FACTOR UTILIZACIÓN 47% 67% 44% 80% 36% 42%



Figura 14: Procedencias de las descargas en cada planta. [ENAWEB] El Gestor Técnico del Sistema (GTS) elabora un programa de descarga de buques. Las prioridades de descarga se determinan en función de los criterios fijados en los protocolos de detalle pertinentes de las Normas Técnicas de la Gestión del Sistema (NGTS). Este tema se detallará con más profundidad en el análisis de los mecanismos del sistema. 3.2.2.2 Red de gasoductos de transporte y distribución.

Se puede decir que las terminales de regasificación españolas producen al día una media de 1.908 GW/día de gas natural, por lo que se hacen necesarias unas instalaciones de transporte acordes para poder vehicular este gas. El impulso que ha sufrido a lo largo de los últimos años el negocio del gas en España se ha visto reflejado en el crecimiento de su red de gasoductos. Atendiendo a los datos del Anuario de SEDIGAS del pasado 2009, se observa la siguiente evolución de los Km de la red de transporte de gas natural:



Figura 15: Evolución Km de la Red de Gas Natural. Elaboración propia. [SEDI09] Las redes de gasoductos se dividen en redes de transporte y redes de distribución en función de su presión; de manera que, las instalaciones APB y APA se utilizan para el transporte y las MPB, MPA y BP para la distribución. Los grandes clientes industriales y comerciales, así como las plantas de generación eléctrica, reciben el gas directamente de las redes de transporte, sin embargo, las redes de distribución quedan reservadas principalmente para el suministro al cliente doméstico. La red básica de gasoductos españoles se compone de los siguientes ejes y tramos principales:

� Eje central: Huelva-Córdoba-Madrid- Cantabria- País Vasco. Este eje se comunica con los yacimientos de Poseidón y las Marismas y recoge la producción de la planta de Huelva.

� Gasoducto Al-Ándalus: recorre todas las provincias de Andalucía menos Huelva y Almería

� Eje Oriental o del Mediterráneo: Barcelona-Valencia-Alicante-Murcia-Cartagena. Dando salida a las plantas del levante español.

� Eje Transversal: Ciudad Real-Albacete-Alicante. � Eje Occidental Ruta de la Plata: Almendralejo-Cáceres-Salamanca-

Zamora-León-Oviedo � Eje Occidental hispano-portugués: Córdoba-Badajoz-Portugal-Tui-

Pontevedra-A Coruña-Oviedo. � Gasoducto Aljete-Haro: Burgos-Palencia-Valladolid-Zamora-La

Rioja-Soria-Segovia-Madrid. � Enlace del Ebro: Tivissa-Zaragoza-Calahorra-Burgos-Santander-

Oviedo. � Gasoducto de Baleares: Alicante-Ibiza-Mallorca. Nueva

incorporación

A su vez, la red española se comunica con otros países mediante la conexión de algunos de estos ejes con gasoductos internacionales. El tramo de Barcelona-Bilbao-Valencia está conectado con la red noreuropea mediante el gasoducto hispano-francés de Larrau-Villar de Arnedo, tubo de 26” de diámetro que entró en funcionamiento en el 1993. Existe una segunda conexión que comunica el sistema español con el vecino sistema francés a través de Irún y es la conexión internacional de



Euskadour, este gasoducto conecta la planta de Bilbao con el almacenamiento subterráneo francés de Lussagnet. Además a estas dos conexiones se les sumara en un futuro una tercera, que se trata de un gasoducto de 36” que se encuentra en proceso de estudio y que comunicaría España con Francia por Figueres (Cataluña). Estas conexiones han favorecido la apertura del mercado del gas francés aunque todavía la capacidad de interconexión es limitada.

El sistema español también está conectado con Portugal por medio del anteriormente citado eje hispano-portugués, que entra a Portugal por Badajoz y vuelve a España por Tui después de atravesar Campo Maior, Leiria y Braga. Por el Sur, el gasoducto de Al-Ándalus recibe el tubo del Magreb que discurre desde la ciudad marroquí de Tanger hasta Zahara de los Atunes y Tarifa. Este tubo es una vía importante para los aprovisionamientos en forma de Gas Natural que se verá reforzado por la próxima entrada en funcionamiento del Medgaz. El Medgaz unirá Argelia con España entrando por Almería, aumentará considerablemente la posibilidad de entrada de aprovisionamientos en forma de GN al país pues supone un aumento en la capacidad de 8bcm/día. Los puntos de consumo a los que todavía no llega la red de transporte, son suministrados a partir de plantas satélites. Estas plantas son pequeñas regasificadoras que se alimentan por medio de camiones cisternas que cargan GNL de las grandes plantas de regasificación. 3.2.2.3 Estaciones de Compresión y Estaciones de Regulación y Medida (ERM)

Como ya se ha explicado con anterioridad existen estaciones de compresión para adecuar la presión del gas natural a las condiciones de transporte. En la actualidad el sistema español cuenta con un total de 13 estaciones que representan un caudal máximo total de 9.456.000 m3(n)/h.



Estaciones de Compresión Potencia (HP) Qmax(m3(n)/h)

Bañeras 21.900 560.000 Tivissa 45.018 1.140.000 Paterna 28.577 600.000 Crevillente 30.039 611.000 Zaragoza 18.828 400.000 Haro 13.176 270.000 Sevilla 58.495 1.140.000 Alcázar de San Juan 75.922 1.500.000 Almodóvar 14.100 450.000 Algete 11.018 130.000 Almendralejo 29.307 680.000 Zamora 16.937 375.000 Córdoba 77.250 1.600.000

Figura 16: Relación Estaciones de Compresión. Elaboración Propia. [ENAWEB]

La distribución de las estaciones de compresión determina en cierta medida el camino seguido por el gas a través de la red de transporte, pues éste se vehicula de manera que se consiga el recorrido óptimo, es decir, el que utilice el menor número de estaciones y las estaciones más económicas. El coste de las estaciones de compresión determina en gran parte el precio del gas en las subastas del gas de operación. De igual manera para adecuar la presión de transporte a la de distribución se utilizan las Estaciones de Regulación y Medida (ERM), que como su propio nombre indica también se encargan de la medición del gas natural. La ERM se compone de un contador volumétrico para contar los metros cúbicos consumidos; un cromatógrafo que controla la calidad y aportará el Poder Calorífico Superior (PCS) y la composición del gas; un conversor PTZ; y transmisores de presión y de temperatura. Normalmente el gas se factura expresado en KWh PCS, por lo que habrá que obtener ese dato a partir del volumen medido. Los diferentes elementos de la ERM permiten realizar este cálculo, la idea consiste en obtener un factor de corrección para pasar el volumen medido a condiciones normales (0ºC y 1.01325 bares); una vez normalizado se convertirá a Kwh multiplicándolo por el PCS calculado por el cromatografía.



Estas estaciones se encargan también del envío de los datos para el telecontrol. En Madrid está el Centro Principal de Control de ENAGAS que vigila la red de gasoductos. Además de la gestión diaria de alarmas y de la coordinación de emergencias, el CPC se encarga de las siguientes tareas: la viabilidad operativa del sistema, su operación física y comercial, la gestión de desbalances y la coordinación de los planes de mantenimiento de las infraestructuras. Este centro se complementa con el Centro de Control de Urgencias de Barcelona y el Centro de Control y Distribución de Madrid, que monitorizan las redes de distribución del sistema gasista español. Para completar las infraestructuras relacionadas con el control de la red, resta mencionar los más de 40 centros de trabajo que se distribuyen por el territorio para el mantenimiento del sistema. Cada uno de estos centros tiene un área de influencia de unos 100 Km de radio y permiten la toma de datos “in situ” y las intervenciones directas sobre el gasoducto en caso de operación especial o emergencia.

3.2.2.4 Almacenamientos Subterráneos (AASS).

Como ya se ha explicado, los almacenamientos subterráneos sirven para albergar gas natural operativo y estratégico. Se pueden considerar los reguladores del sistema en caso de una variación brusca de demanda. Aunque su funcionamiento está expresado en las NGTs, su forma de operación es eminentemente estacional y ha de cumplir las Reglas Invernales. El flujo normal del gas consiste en inyectar, es decir, entra gas de la red al AASS en los meses de abril a octubre; y extraer, se da gas a la red de transporte, de octubre a abril. Actualmente en España existen dos AASS en operación: Serrablo y Gaviota, ambos aprovechan un antiguo yacimiento ya agotado. Serrablo se encuentra en Huesca, lleva en operación desde el 1991 y alrededor del 2000 sufrió una ampliación de capacidad. Pertenece a Repsol y ENAGAS. En cuanto al almacenamiento de Gaviota, lleva funcionando desde el 1994, es de tipo off-shore y se encuentra ubicado frente a la costa de Bermeo en Vizcaya. Aunque la propiedad pertenece principalmente a



Repsol y otros propietarios de menor presencia, fue arrendado a ENAGAS. Las principales características técnicas que los definen se recogen en la siguiente tabla resumen:

Serrablo

Gas Colchón Extraíble 567 Mm3 Noextraíble 1134 Mm3

Gas Útil Operación 980 Mm3 Capacidad Inyección 4,5 Mm3(n)/d

Capacidad Extracción 5,7 Mm3(n)/d

Gaviota

Gas Colchón Extraíble 140 Mm3 Noextraíble 280 Mm3

Gas Útil Operación 680 Mm3 Capacidad Inyección 3,8 Mm3(n)/d

Capacidad Extracción 6,8 Mm3(n)/d

Figura 17: Características Técnicas Almacenamientos Subterráneos. Elaboración Propia. [ENAWEB]

Si comparamos la capacidad de trabajo de los almacenamientos españoles con la del resto de almacenamientos de otros países, se advierte que España se encuentra a la cola.

Figura 18: Comparación del volumen del gas de trabajo de los AASS en distintos países. Elaboración Propia. [ALVA03]

En la actualidad existen otros cuatro almacenamientos en proyecto con el objetivo de aumentar la capacidad de almacenaje.



Dos de ellos son de tipo off-shore, los almacenamientos de Poseidón en Huelva y Castor en Amposta; el primero pertenece a Repsol y el segundo a ESCAL UGS, ambos surgen del aprovechamiento de un yacimiento agotado. Los otros dos se encontrarán en tierra firme: el almacenamiento de Marismas también se encuentra en Huelva y será construido por Gas Natural aprovechando un antiguo yacimiento; el otro será almacenamiento de Yela, se encontrará en Guadalajara situado en un acuífero y será propiedad de ENAGAS. 3.2.3. Agentes del Sistema Gasista Los sujetos o agentes capaces de operar en el sistema gasista son los siguientes: Productores: Son los encargados de la investigación, exploración y explotación de los yacimientos. En el caso del sistema español la producción de gas natural es prácticamente nula, por lo que el gas consumido en España es producido en el extranjero. El gas se compra en diferentes países y se hace llegar a España por medio de buques metaneros o gasoductos internacionales. Gestor Técnico del Sistema (GTS): Es el responsable de la red básica del sistema y de la red de transporte secundario. La red básica del sistema comprende: los gasoductos de presión mayor a 60 bar (transporte primario); las plantas de regasificación, licuefacción y cargaderos de cisternas; los almacenamientos subterráneos, los yacimientos y las conexiones internacionales con otros sistemas o con yacimientos extranjeros. La red de transporte secundario son los gasoductos de presión comprendida entre 16 y 60 bares. Entre las labores del Gestor Técnico del Sistema se encuentra la de realizar el balance de gas diario de cada usuario y el cálculo de las existencias operativas y estratégicas del mismo. Gestiona las entradas y salidas de gas del sistema a través de los gasoductos, las plantas de regasificación, los almacenamientos subterráneos y los yacimientos naturales. Las mermas de transporte deben ser controladas por el GTS al igual que el estudio de la evolución de los coeficientes de pérdidas y autoconsumos. El GTS debe garantizar la continuidad y seguridad del suministro de gas natural y la correcta coordinación entre de los titulares de las instalaciones cumpliendo siempre criterios de eficiencia. Por ello tiene derecho a exigir



a los demás sujetos la información necesaria para el correcto funcionamiento del sistema. Imparte las instrucciones necesarias para la correcta operación, de forma que se asegure la entrega de gas en las condiciones adecuadas en los puntos de salida de las redes de transporte. También es su obligación coordinar y modificar en su caso los planes de mantenimiento de las instalaciones de transporte, así como proponer el desarrollo de la red básica y de transporte secundario. Será su responsabilidad desarrollar las infraestructuras encomendadas por el ministerio que carezcan de inversión externa, utilizando para su realización dinero cedido por el mismo ministerio. Además el GTS debe ocuparse de la utilización de las reservas de gas natural de acuerdo con la previsión de la demanda, para así determinar el nivel de garantía de abastecimiento en el corto y medio plazo. Todas sus labores deben ser realizadas bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia que se determinan en el Real Decreto 6/2000. En contrapartida, GTS será retribuido según la normativa vigente. En el caso español el Gestor Técnico del Sistema es ENAGAS, por eso, ninguna persona física o jurídica puede participar directa o indirectamente en el accionariado de ENAGAS Sociedad Anónima, en una proporción superior al 5% del capital social o de los derechos de voto de la entidad. Además su Director Ejecutivo será nombrado por el Consejo de Administración de la empresa con el visto bueno del Ministro de Industria, Turismo y Comercio. Transportistas: Son personas jurídicas titulares de los terminales de regasificación, de los almacenamientos subterráneos y de los gasoductos de transporte de más de 16 bares. La actividad del transporte consiste en las siguientes tareas:

� Recepción y descarga del GNL. � Almacenamiento en los tanques de la planta de regasificación. � Carga de GNL en barcos y en camiones cisterna. � Regasificación. � Transporte del gas natural desde los puntos de entrada al sistema

hasta las conexiones con la red de distribución.



� Entrega a líneas directas que se alimenten a alta presión y a conexiones internacionales.

� Almacenamiento estratégico del gas en los AASS. Entre sus labores también se encuentra la de proponer las nuevas infraestructuras de transporte susceptibles de ser construidas, el GTS (ENAGAS) elabora un borrador con los datos necesarios para el ministerio lo someta a los juicios oportunos y una vez analizado por las autoridades regionales pertinentes se incluya en la propuesta de planificación. Todavía tendrá que pasar el examen del consejo de ministros para que se formalice como parte de la planificación obligatoria. Los transportistas para poder operar han de probar que poseen capacidad legal, técnica y económico-financiera. Deben ser una sociedad mercantil con establecimiento permanente en España, para la que el transporte sea el único objeto social dentro del sector gasista. La capacidad técnica será acreditada mediante una memoria explicativa que detalle sus medios técnicos y personales para la construcción, gestión y mantenimiento. La documentación que pruebe su viabilidad económico-financiera mostrará que cuentan por lo menos con el 25% de los recursos presupuestados para realizar las nuevas instalaciones. En la actualidad el 89% de los gasoductos de transporte pertenecen a ENAGAS que, como ya se ha mencionado, también posee tres plantas de regasificación y opera los dos AASS españoles, el resto de los gasoductos de transporte se reparte principalmente entre Gas Natural Transporte, Endesa Gas Transportista y Naturgas Energía Transporte.

Distribuidores: Personas jurídicas titulares de las instalaciones de distribución, es decir, de los gasoductos de presión menor a 16 bares. Tienen la obligación de operar, construir y mantener las canalizaciones necesarias para entregar el gas en los distintos puntos de consumo final. El gas que el distribuidor recoge en las instalaciones de transporte y es entregado en los puntos de suministro al cliente final, debe mantener unas condiciones de calidad adecuadas. De igual manera los distribuidores también deben acreditar su capacidad legal, técnica y económico-financiera para poder desarrollar su actividad. En las redes de distribución se acumula el mayor porcentaje del coste de toda la cadena del gas, por lo que la inversión de capital es muy elevada. Los requerimientos económicos en este caso son más exigentes siendo obligatorio el poseer el 50% de los recursos presupuestados para construir las nuevas instalaciones y durante el desarrollo de su actividad, han de ser



capaces de acometer la realización de las ampliaciones necesarias para abastecer a su demanda. Los distribuidores realizan su actividad siguiendo un sistema de franquicias, es decir, están autorizados a prestar sus servicios en unas determinadas zonas. Existen varios grupos distribuidores, Gas Natural posee el 85% del grid de distribución, en menor medida están presentes Naturgas Energía, Endesa e Iberdrola.

Comercializadores: Son sociedades mercantiles que compran el gas a terceros para venderlo a los consumidores o a otros comercializadores. La actividad de la comercialización se ejerce libremente bajo el marco legal vigente y las condiciones económicas serán las pactadas entre la parte compradora y vendedora. Los comercializadores necesitan utilizar las instalaciones de los transportistas y distribuidores, para suministrar el gas a sus clientes, por lo que deben pagarle una tarifa de acceso. Recientemente ha aparecido la figura del comercializador o suministrador de último recurso que acuden a la subasta de último recurso donde se adquiere o vende el gas al precio resultado de la puja. Se consideran suministradores de último recurso desde el 1 de julio del 2008: Endesa Energía, S.A, NEC, S.A.U, Iberdrola, S.A, Gas Natural Servicios, S.A y Unión Fenosa Comercial. Para los comercializadores también es de obligado cumplimiento el probar su capacidad legal, técnica y económica-financiera. Se debe tratar de sociedades mercantiles españolas o europeas pero con establecimiento permanente en España. En cuanto a su capacidad técnica, un comercializador debe probar que cuenta con los medios necesarios para realizar las tareas de medida, facturación y cobro. Otro requisito muy importante es el de acreditar su capacidad para atender su demanda, de manera que se garantice el suministro. Consumidores cualificados: Los consumidores cualificados son aquellos que actúan como comercializadores pero para abastecerse a sí mismos. El siguiente esquema muestra la relación entre algunos de los agentes y su papel desempeñado dentro del funcionamiento del sistema gasista.



Figura 19: Relación entre los agentes del sistema. Elaboración propia. [EST09]

Los propietarios de las instalaciones, que según el gráfico son primordialmente los transportistas y los distribuidores, poseen ciertos derechos y obligaciones. Tienen derecho a:

� Recibir remuneración económica según la legislación vigente como pago del uso de sus instalaciones.

� Exigir garantías técnicas a quien se conecta a sus instalaciones. � Exigir la calidad de gas preestablecida a quién introduzca gas en

sus instalaciones. � Exigir a los sujetos con derecho a exceso el cumplimiento de sus

programas de consumo. � Acceder a los equipos de medición conectados en sus instalaciones.

Están obligados a:

� Coordinarse con otros titulares y con el GTS para garantizar el suministro.

� Suscribir los contratos de acceso a terceros de manera transparente, y no discriminatoria.



� Disponer de los equipos de medida necesarios para el correcto funcionamiento del sistema.

� Facilitar la información necesaria al GTS y a los sujetos con derecho a acceso.

� Efectuar el balance físico del gas que pasa por sus instalaciones. � Llevar cuentas separadas de sus actividades. � El distribuidor debe proceder a la lectura de los contadores de los

consumidores conectados a sus redes y comunicarlos para que se le puedan aplicar los peajes y realizar los balances.

Por otro lado los sujetos con derecho a acceso a las instalaciones, según el esquema se trata principalmente de los comercializadores, también poseen derechos y obligaciones. Derechos de los comercializadores y otros sujetos con derecho a acceso como los consumidores cualificados:

� Vender gas natural a los consumidores cualificados y a otros comercializadores.

� Facturar y cobrar el servicio realizado. � Un consumidor cualificado puede solicitar una línea directa. � Recibir con antelación suficiente la información de otros

operadores que pueda afectarle. � Proceder a la lectura de su consumo y del de sus clientes. � Solicitar la verificación de los contadores asociados a los

suministros efectuados en función de los contratos de acceso suscritos.

De igual manera poseen las siguientes obligaciones:

� Comunicar sus programas de aprovisionamiento y consumo. � Los consumidores cualificados necesitan equipos de medida y

además deben permitir acceso a los mismos. � Garantizar que el gas que introducen cumplen con la calidad

requerida. � Aportar al sistema gasista el gas necesario para garantizar el

suministro. � Mantener ciertas existencias mínimas de seguridad en los

almacenamientos. � Facilitar la información necesaria al GTS y a sus clientes.

3.2.4 Funcionamiento del Sistema



3.2.4.1. Operación del Sistema

Se puede considerar que la operación del sistema y la gestión técnica del sistema son conceptos equivalentes, por lo que las actividades que caracterizan a la primera han sido ya descritas al estudiar la labor del GTS en el punto anterior. Se puede resumir el fin último de la operación del sistema como la continua gestión del balance para siempre equilibrar la oferta y la demanda. La operación del sistema entraña diferentes pasos y labores perpetrados por los distintos agentes del sistema, los comercializadores han de programar sus necesidades, los transportistas y distribuidores operarán sus instalaciones individuales y el GTS dará viabilidad al programa individual de cada comercializador en el sistema, para ello impartirá las instrucciones necesarias a los operadores de las infraestructuras en cada momento para adecuar las entradas al sistema a las salidas del mismo. La operación del sistema está centralizada en el Centro Principal de Control. Las etapas necesarias para una correcta operación son tres: la programación, que determina el gas que los agentes van a mover de una u otra manera en los distintos puntos del sistema (puede ser de horizonte anual, mensual, semanal o incluso diaria en caso de la nominación); la ejecución y gestión de los desvíos sobre lo programado, que se realiza durante el día D; y por último la medición y la elaboración de repartos y balances reales que se realizan el día después D+1. Se debe distinguir entre operación física y operación comercial. En la operación física el sistema se considera como un todo, sin contemplar la propiedad del gas que se transporta; lo que importan son las acciones que se deben realizar sobre cada infraestructura y como se coordinan con el resto del sistema, está centrada en el movimiento del gas, la logística del GNL, la gestión de las existencias físicas y la viabilidad del sistema de transporte. La operación comercial requiere un detalle individualizado de cada individuo que interviene en el sistema, de manera que existe un balance individual que supone para cada sujeto unos derechos y unas obligaciones. 3.2.4.2 Programación del Sistema



El objetivo de la programación es facilitar la gestión de la red de transporte para que, manteniendo los criterios de seguridad, se garantice la continuidad de suministro y se cumplan los contratos preestablecidos. La consecución de este objetivo requiere partir de unas programaciones de largo plazo anuales y mensuales, que serán corregidas semanal e incluso diariamente. Los desvíos incurridos se gestionan mediante la programación semanal y el programa de nominaciones diario. Mediante la programación también se debe planificar la llegada de los buques metaneros a las distintas plantas de regasificación, para ello se elabora el programa anual de buques que se confeccionará aplicando el artículo 3.6.1 de las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Se comienza elaborar a partir de julio del año anterior y se envía antes de diciembre del año A-1, su principal objetivo es dar orden de prioridad de descargas en las plantas a los distintos usuarios; para ello tiene en cuenta la capacidad contratada, la capacidad física de las plantas, los tramos de consumo y el tipo de suministro. El resultado es un plan anual con las fechas de descargas asignadas para cada planta y para cada comercializador en función de su demanda y su contratación. La demanda se divide en dos tramos, un tramo es la demanda probada y el segundo tramo se corresponde con demanda que como el año anterior no se tuvo debe ser probada. El plan anual no es vinculante, se consideran fechas provisionales de descarga que establecen un orden cronológico que será tomado como referencia para la asignación de fechas de descarga en los sucesivos programas mensuales. De forma paralela al anterior, se realiza el balance anual oferta y demanda, para su elaboración se parte del escenario de demanda definido por el Gestor Técnico del Sistema y la programación de los usuarios del sistema. Se obtiene un balance por comercializador y un plan físico de operaciones del sistema. En este caso, el resultado de la casación oferta-demanda no está limitado por las capacidades contratadas sino por la viabilidad física del sistema. El balance de la oferta y la demanda presenta detalle mensual y aunque tiene un alcance anual, se revisa continuamente para obtener el programa mensual y el programa semanal y diario. El programa mensual se elabora entre el día 20 y el 25 del mes anterior, el resultado es un plan operativo de carácter diario por comercializador y un balance oferta demanda del sistema y de cada comercializador a nivel mensual. El alcance de este programa es hasta 15 días del mes m+2 para fechas vinculantes de descarga de buques y todo el mes m+2 para las cantidades ya descargadas y el balance total de cada usuario.



El programa semanal y diario se elabora todos los días editándose semanalmente, se rehace tantas veces como sea necesario. Sirve para dar instrucciones a las instalaciones de transporte y da viabilidad diaria a las operaciones comerciales pues es en este programa cuando se gestionan los desvíos de la demanda y se resuelven las congestiones físicas. Para poder realizar todos estas tareas es necesaria una fluida información entre los demás agentes y el GTS, el flujo se refleja en el siguiente esquema:

Figura 20: Diagrama del flujo de información entre los agentes. [EST09]

Los usuarios de las instalaciones programan el gas que van a regasificar, inyectar, extraer, almacenar o a consumir y se lo comunican al operador de cada instalación con la que tienen contrato. Los operadores de las infraestructuras analizan si las programaciones que han recibido son viables y se lo comunican al GTS que analizará la viabilidad total del sistema y coordinará a los usuarios y a los operadores. El mecanismo de comunicación entre los sujetos del sistema es una herramienta de ENAGAS llamada SL-ATR donde los usuarios introducen las operaciones que pretenden realizar para que el GTS las someta a su juicio. 3.2.4.3 Explotación del Sistema



En la operación diaria los usuarios realizan nominaciones y renominaciones para satisfacer sus necesidades de gas, el GTS utiliza esta información junto con las previsiones de demanda de los siguientes cuatro días, para actualizar el balance y poder rehacer el plan de información. Un vez que el GTS ha viabilizado el plan de operación se lo comunica a los operadores, este plan incluirá también las operaciones introducidas por el propio GTS para optimizar el sistema. Una vez posee esta información, cada operador debe adecuar sus necesidades comerciales a las exigencias del programa. En todo momento se debe manejar la información más actual en lo que se refiere a nivel del stock, logística de buques, cierre de puertos y operaciones especiales entre otros aspectos. A lo largo del día pueden surgir operaciones que hay que realizar para cumplir con las instrucciones dadas por el GTS en caso de una desviación de la demanda. La optimización del sistema y de cada una de las infraestructuras implica que siempre habrá una diferencia entre la programación física de cada estructura y la programación comercial, esta desviación es responsabilidad del GTS y se recogen en un balance distinto llamado Balance Residual del Sistema cuyo saldo es el gas conocido como gas de maniobra. Para finalizar, como resumen de la filosofía del funcionamiento del sistema gasista se debe señalar que se ha pretendido establecer un modelo de operación del sistema que permita satisfacer la demanda garantizando la seguridad de suministro y, al mismo tiempo, permitiendo a los comercializadores gestionar sus balance individuales con las flexibilidad suficiente para optimizar sus márgenes. 3.2.5. Marco Regulatorio

3.2.5.1 Proceso de Liberalización del Sector

Se resumen en el cronograma que acompaña los principales hitos regulatorios del sistema gasista español en los últimos años.



Figura 21: Diagrama Cronológico Hitos de la Regulación. Elaboración Propia.

La liberalización del sector del gas natural comienza en torno al 1998, con la Directiva Europea 98/30/EC y su transposición en España, la Ley de Hidrocarburos 34/1998. En esta ley se desaparece el régimen concesional, se crea la figura del comercializador y se regula el acceso de terceros a las instalaciones. Poco a poco la apertura del mercado aumenta pero la regulación no es aún suficiente y no surgen nuevos participantes. En el 1998 se crea la Comisión Nacional de la Energía que es el órgano regulador en el sector energético español. Como respuesta a esa falta de regulación surge el Real Decreto 6/1999, en el que se pretende aumentar la competitividad del sector. Las actividades del sector que continúan reguladas son consideradas servicios de interés general, de manera que el gobierno debe velar por la seguridad y continuidad de suministro. Para ello se establecen niveles mínimo permitidos de stock, se obliga a la diversificación de aprovisionamientos limitando el máximo que viene de un mismo país y se definen los modos de actuación en situación de emergencia. En esta época se da por primera vez la separación de actividades. Se exige separación contable entre las actividades reguladas: regasificación, almacenamiento, transporte y distribución. Por otro lado, el trading y estas actividades reguladas deben estar separadas legalmente. En el sector el año 2000 se caracteriza por cierta incertidumbre legal, las nuevas instalaciones se retrasan lo que provoca congestiones en las ya existentes y los nuevos participantes encuentran numerosas barreras de



entrada, lo que impide una mayor apertura del mercado. Se asiste a un paso importante en la evolución de la regulación con la aparición del RealDecreto Ley 6/2000, cuyo objetivo vuelve a ser hacer el sector más competitivo. En este RD aparece la figura del Gestor Técnico del Sistema, papel que se le asigna al propietario de la mayoría de las instalaciones de transporte, ENAGAS. En cuanto al sistema económico establece que el modelo de pagos por el Acceso de Terceros a la Red (ATR) y el método de estimación de tarifas deben estar basado en el coste y debe quedar fijado antes de comienzos del 2001. Hasta ese momento las tarifas de ATR se rebajan en un 8% como método de atracción de entrantes y apertura del mercado. El RD intenta primar la competitividad del negocio limitando la cuota de mercado de los participantes, una misma empresa no puede aportar más del 70% del consumo nacional de gas. Por otro lado para dotar de seguridad al sistema no permite que nadie, excepto el incumbente, construya instalaciones de distribución hasta el año 2005. En este Real Decreto se trata también el reparto del gas que llega a España por el tubo del Magreb, se determina que el 75% del gas argelino se lo quedará ENAGAS para abastecer a los consumidores cautivos y el 25% restante se asignará por medio de un determinado procedimiento de aplicación del que resultaron ganadores: Iberdrola y BP 25% ( el máximo permitido), Unión Fenosa (20%), Endesa (18%), Hidrocantábrico (10%) y Shell (2%). Se puede considerar que en el 2000 el 10% del mercado estaba liberalizado quedando regulado el restante 90%, los objetivos del Real Decreto marcaban como final del proceso de liberalización el año 2003. La regulación tenía mucho camino que recorrer. Durante el 2001 continúan los retrasos en las infraestructuras, las congestiones y demás problemas ya citados que ponían de manifiesto que era necesaria más regulación en el sector. Mediante el Real Decreto 949/2001 se pretende definir en más detalle lo referente al acceso de terceros a las instalaciones y sentar las bases para un sistema económico integrado.



Lo establecido en el RD en cuanto al acceso a las instalaciones se basa en criterios de objetividad, transparencia y ecuanimidad. Se establece como criterio para dar acceso el orden cronológico, es decir, el primero en llegar será el primero en ser servido. Se dan garantías del uso efectivo de la capacidad contratada y el hecho de poseer capacidad de entrada al sistema, evita que se pueda denegar el ATR de transporte y distribución. De todas formas se puede denegar el acceso en ciertas condiciones de dificultad financiera o falta de capacidad; en cuyo caso la CNE puede analizar el conflicto por si la negativa no estuviera justificada. Se distingue entre asignación de corto plazo y asignación de largo plazo; la capacidad de corto plazo corresponde a contratos de menos de dos años y para ello se reserva como mínimo el 25% de la capacidad total de entrada al sistema, el 75% restante queda para el largo plazo. En un intento por aumentar el número de participantes en el mercado, se limita la capacidad de entrada de corto plazo que un trader puede poseer en un mismo punto al 50%. Uno de los principales objetivos de este RD es garantizar suficiente desarrollo en las infraestructuras, para ello se establece un sistema retributivo que asegure a los inversores que recuperaran el capital inicial y conseguir una rentabilidad razonable, pero también que los incentive a conseguir una gestión más eficaz. El sistema recaudatorio se sirve de tarifas, peajes y cánones para cobrar la retribución por las actividades reguladas. El cálculo de ésta, se basa en el coste, en el caso del transporte se hace de manera individualizada, mientras que para la distribución se cálculo el total para las instalaciones de cada empresa. Los costes que se pretenden recuperar son: coste de la materia prima, la conducción del gas, el coste de las actividades del transporte (regasificación, almacenamiento y conducción), los costes de distribución y la gestión de la compraventa de gas. Además hay que considerar la retribución destinada a cubrir los costes de la CNE y del GTS. Las tarifas que aparecen discriminan a los clientes según su presión y nivel de consumo. Aparece el concepto de consumo interrumpible, clientes que reciben una rebaja en los peajes pues en caso de necesidad se le cortará el suministro, para ello deben probar que poseen otra fuente para su funcionamiento. A partir del 2001 se liquidan exactamente los siguientes conceptos de ATR: recepción, almacenamiento y regasificación del GNL en las plantas; el almacenamiento de GN; el transporte por gasoducto, la distribución del gas por el sistema incluyendo el servicio a las plantas satélites.



En el 2001 la situación del sector era: 38% del mercado liberalizado frente al 62% regulado. Durante este año hacen su aparición por primera vez las compañías eléctricas como participantes en negocio del gas. A pesar de haber aumentado la regulación todavía ano se ha solucionado los problemas, de manera que hay numerosos problemas en el acceso de terceros a la red pues sigue habiendo congestiones. El Real Decreto 1434/2002 define las actividades de transporte, distribución y comercialización, así como a los consumidores, expresando los requisitos, derechos y obligaciones de éstos. Además sienta los procedimientos de autorización para la construcción, ampliación, modificación, explotación, transmisión y cierre de las instalaciones de regasificación, transporte, almacenamiento y distribución. También en el 2002 se estable la tarifa de acceso al sistema, se considera que es global para todo el territorio y que tiene carácter postal, es decir, no depende de la distancia. Esta tarifa se estima en base al suministro previsto, la remuneración de las actividades reguladas y las desviaciones. Además el hecho de adquirir cierta capacidad da derecho a 5 días de almacenamiento de gas. En busca de dotar al mercado de liquidez, modifica algunos aspectos con respecto a infrautilización de la capacidad contratada, si durante más de 6 meses la capacidad utilizada por un usuario está por debajo del 80% de lo contratado, la capacidad le será automáticamente reducida. En el 2002 se encuentra prácticamente la mitad del mercado liberalizado, y ya en el 2003 lo estará más del 70%. El siguiente hito a destacar será el Real Decreto1716/2004 que regula el mantenimiento de unas existencias mínimas de seguridad y la diversidad de origen de los suministros. Se obliga a que cualquier usuario que opere en el mercado mantenga 35 días de su consumo o de sus ventas firmes como existencias mínimas, cantidad que una modificación posterior pasó a 20 días. Las existencias contabilizadas para el cómputo del mínimo stock son el gas almacenado en las plantas de regasificación, el GN de los AASS, el gas operativo que se encuentra en el tubo de la red de transporte y el GNL que, aún encontrándose todavía a bordo del metanero, vaya a ser descargado en España en menos de tres días.



Además el gas proveniente de un mismo país no puede ser superior al 50% de los aprovisionamientos, aunque en un principio se marcó el límite en el 60%. Queda fijado que el encargado de controlar las existencias mínimas y la diversidad de suministros corresponde a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES). Este RD introduce algunos cambios con respecto a lo establecido en los anteriores. El peaje de regasificación incluye el derecho a utilizar 5 días de almacenamiento operativo de la capacidad contratada; de igual manera, los peajes de transporte y distribución, darán derecho a 2 días de almacenamiento de la capacidad contratada. En el 2004 ya casi todo el mercado se ha liberalizado, queda sólo un 19.8% regulado. En la regulación del sector gasista juegan un papel muy importante las Normas de Gestión Técnica del Sistema (NGTS) que aparecen en octubre del 2005. Estas normas suponen un importante paso para el buen funcionamiento del mercado pues permiten disminuir inseguridades operativas y legales y completan el marco regulatorio en un sector completamente liberalizado. 3.2.5.2 Marco Regulatorio Actual

La Ley 12/2007 modifica la antigua Ley de Hidrocarburos 34/1998. Mediante esta Ley se elimina el suministro a tarifa y se implanta el suministro de último recurso, además se crea la oficia de cambio de suministrador. La eliminación de la tarifa se hace de manera progresiva como en el sector eléctrico, sacando del mercado regulado a los clientes según su grupo de consumo. Por otro lado, se separan claramente las actividades de red y las liberalizadas; como consecuencia de esto, la Ley 12/2007 obliga a ENAGAS como GTS a que posea una unidad orgánica específica con separación funcional de otras actividades. Otra de las modificaciones que aporta esta nueva Ley es la aparición de los almacenamientos no básicos de gas, estos almacenes no estarán incluidos en la planificación obligatoria ni en el sistema de retribuciones, están sujetos a un ATR negociado.



En cuanto a la actividad de distribución, se suprime la venta a tarifa del objeto de la actividad y se obliga también a una separación funcional que asegure la independencia de los responsables de las actividades reguladas, la confidencialidad de la información comercialmente sensible, la capacidad de decisión sobre activos de la red y la separación contable. En una de sus Instrucciones Técnica Complementarias (ITC/386/2007) se establecen los criterios de asignación de la capacidad de Almacenamientos Subterráneos, siendo ésta un recurso escaso, se fijan para su reparto instrumentos de mercado como los mecanismos de subasta. Además aparece un mercado secundario para los derechos de capacidad y los derechos de inyección y extracción. En un futuro la regularización debe seguir avanzando en diferentes direcciones que aseguren el correcto funcionamiento del sector. Es de gran importancia para el negocio la integración de mercados, para lo que se necesita el desarrollo de interconexiones, es por eso que la planificación debe mantenerse en continua revisión. Además también se hace necesario un aumento en la liberalización de países que van más retrasados al respecto y dificultan la apertura de fronteras. Un punto de vital importancia que debe ser contemplado por la regulación en la actualidad, es el nivel de la tarifa de último recurso, que en ningún caso debería ser un lastre para el éxito de la liberalización.

3.3. Clasificación y descripción de las operaciones de gas

Con la intención de sentar las primeras bases sobre las que se especificará el sistema de liquidaciones objeto de esta tesis, en este apartado, se pretende realizar un repaso de los distintos tipos de operaciones que un comercializador puede realizar en un sistema como el que acabamos de analizar. Se dividirán las operaciones en dos grandes bloques: Operaciones de compra y venta de gas y los intercambios logísticos. A su vez las operaciones de compra permiten una segunda clasificación en suministros o compras de largo plazo y compras de corto, cuyo tratamiento será radicalmente distinto a la hora de calcular el coste del gas.

3.3.1. Operaciones de compra y venta de gas.



Mediante las operaciones de compra el comercializador se aprovisiona para suministrar de gas a sus clientes, ya sean plantas de generación en caso de que la empresa posea activos, clientes comerciales domésticos o clientes mayoristas. Como se adelantaba, los aprovisionamientos o compras de gas se pueden realizar sujetos a contratos de largo plazo o en el mercado spot. En el primero de los casos hablamos de contratos de unos 20 años de duración con los que el comercializador pretende asegurarse el abastecimiento a su cesta de gas, las compras en el mercado de corto plazo o spot obedecen a la necesidad de satisfacer una necesidad puntual de gas o también al aprovechamiento de una oportunidad de negocio. Como se analizará más adelante, el tratamiento de ambos tipos de compras debe ser distinto a la hora de calcular el coste de gas: Mientras que los suministros de largo plazo pasan a conformar una cesta de gas para abastecer a los clientes a un determinado coste, una compra de corto plazo concebida para satisfacer un determinado consumo, no debe alterar el coste de la cesta. Será la venta que ha motivado esa necesidad de gas la que soporte el verdadero coste de la compra. El procedimiento normal para tratar una compra spot será considerar que su coste es igual al coste de la cesta cuando esta se produce, puesto que el coste real de compra será otro, aparece un ajuste o diferencia de coste entre el coste real de la compra y el coste que se le ha asignado. Supóngase que en el mismo periodo de cálculo que se ha producido la compra spot, se produce la venta que la ha motivado, el coste de esta venta que por criterio sería el coste de la cesta de ese periodo, se debe ver afectado por el ajuste antes mencionado. El resultado sería que el coste real de la compra ha sido imputado a la venta. Se puede dar un tratamiento menos convencional, ocurrirá cuando la compra spot y la venta que la ha motivado no se producen en el mismo periodo de cálculo. En este caso, si prima el criterio de que el coste de la venta debe ser igual al coste de la compra spot, se debe aplicar un tratamiento un poco peculiar que se definirá más adelante. Estas serán las operaciones que se consideran “Back to Back” o “Trading Puro” y que no se podrán tratar como las demás compras spot pues de ser así dejaríamos el coste de la venta expuesto a los movimientos de la cesta a lo largo del tiempo. Hay que tener en cuenta que el ajuste que igualaría el coste de la venta al coste de la compra, estaría calculado con respecto a la cesta del momento en que se produce la compra, mientras que se aplicaría a la cesta del momento en el que se produce la venta.



La naturaleza de las compras también dependerá del tipo de gas comprado puesto que de pueden firmar contratos de aprovisionamientos de GNL, de GN o incluso mixtos, en los que una parte se compra licuada y otra regasificada. Según el tipo de gas adquirido y las condiciones del suministro, existirán distintos costes asociados a la compra Si la compra es de Gas Natural Licuado se puede tratar de una compra realizada en otro país y que se traerá a España en un metanero o bien de GNL comprado a otro comercializador en una planta de regasificación española. Los costes y las responsabilidades de traer el barco hasta su destino dependen de las condiciones del suministro, las formas más comunes de operar son:

� Contrato Free on Board (FOB): el comprador adquiere el gas en un puerto de carga convenido, se dice que compra en origen, se hará cargo del transporte principal, el seguro de mercancía y transporte, el coste de manipulación en la terminal, los costes de aduanas en destino, la recepción y la descarga.

� Contrato Cost and Freight (CFR): el comprador se hace cargo de todos los costes del contrato FOB excepto del transporte principal, compra en un puerto de destino convenido.

� Contrato Cost, Insurance and Freight (CIF): Condiciones análogas al anterior pero el comprador tampoco soporta el coste de asegurar la mercancía y el transporte.

� Contrato Delivered Ex Ship (DES): Equivalente a comprar CIF, se compra en destino en un puerto de descarga convenido.

Si la compra es de GN se puede realizar en diferentes puntos del sistema: en la Red de Transporte o en un AASS. Las compras de GN en el tubo pueden proceder de un contrato de aprovisionamiento español o de una importación por medio de gasoducto internacional, en este último caso los costes serían distintos si se compra en el país de origen o la contraparte lo vende en la frontera.

� Contrato Delivered at Frontier (DAF): El comprador se hace cargo de los mismos costes que un contrato FOB



pero comparte con el vendedor el transporte principal y el seguro de la mercancía y del trasnporte.

Para esta tesis se considerará que siempre se compra DAF. Sobra decir que para poder operar en todas las instalaciones mencionadas (plantas de regasificación, red de transporte y almacenamientos subterráneos) el comercializador debe haber comprado la capacidad necesaria, las compras de capacidad no suponen una compra de gas en sí sino del hueco para operar en la instalación. Las operaciones de ventas realizadas por un comercializador obedecen a abastecer de gas a sus clientes. En una primera clasificación se pueden considerar tres tipo de ventas: el suministro de gas a sus propias plantas de generación (se toma la hipótesis de que la empresa posee activos de electricidad), la venta de gas a clientes comerciales y el trading de gas, ventas mayoristas a terceros. De igual manera que en el caso de las compras, las ventas pueden ser de GNL, de GN o mixtas. Las ventas de GNL se pueden dar en una planta de regasificación, o bien, mediante la venta de un buque. Desde el punto de vista del vendedor, las condiciones del contrato también le determinaran los costes de los que se hace responsable.

� Contrato Free on Board (FOB): el vendedor entrega el gas en el puerto de carga, como vende en origen sólo se debe hacer cargo de las formalidades aduaneras y de la manipulación del gas en el puerto de carga.

� Contrato Cost and Freight (CFR): el vendedor debe ponerle el gas al comprador en el puerto de destino convenido, se hace cargo del transporte.

� Contrato Cost, Insurance and Freight (CIF): Además de llevar el gas al Puerto convenido pagando el transporte, el vendedor se hace cargo del seguro de la mercancía.

� Contrato Delivered Ex Ship (DES): Equivalente a vender CIF, se vende en destino en un puerto de descarga convenido.

Las ventas en la planta de regasificación se pueden realizar entregando parte del GNL que se tiene en el tanque a la contraparte con la que se



formaliza la venta, o bien cargando camiones cisterna para abastecer a algún cliente al que sea imposible llegar mediante la red transporte. Las ventas de GN se pueden realizar en distintos puntos del sistema: el tubo de la red de transporte y los almacenamientos subterráneos. Si obedecen a una exportación, el gas saldrá por unos de los gasoductos internacionales. Para esta tesis se considerara que siempre se vende DAF., es decir, se entrega el gas en la frontera por lo que no se necesitará poseer capacidad en el país de destino. Se podrán abastecer con GN los tres tipos de clientes: activos de generación, comercial y clientes de trading. 3.3.2. Precios y fórmulas de gas.

Una de las variables más importante unida a la formalización de un contrato de compra o venta de gas es sin duda el precio que acuerdan las contrapartes. Los precios están desarrollados en contratos, en su mayoría de largo plazo, con estrictas obligaciones a cumplir en lo que se refiere a la adquisición de las cantidades contratadas. Los contratos suelen estar sujetos a cláusulas “take or pay” que obligan a pagar el gas aunque no se pueda consumir. Aunque en el inicio del negocio del gas, el precio de este era fijo, en la actualidad los contratos formulan los precios en función de los precios de los derivados del petróleo (fuelóleo o gasóleo) o del propio Brent. Con el tiempo se han ido introduciendo en las fórmulas otro tipo de índices, de manera que el gas puede estar indexado al carbón (API2, API4), la electricidad, la inflación, indicadores de mercado como el NBP (de hecho el Reino Unido ha sido el país con un despertar más temprano a este tipo de fórmulas), el NYMEX o el Wiesbaden de Centroeuropa. Podemos distinguir tres tipos de formulas: la proporcional, la aditiva y la aplicación de un “net back”. Las formulas proporcionales pretenden equiparar los precios de gas natural con los de otras formas de energía. Las indexaciones son aceptadas por los compradores en la medida en que compiten directamente con el gas en su mercado final. Una forma típica de la fórmula sería:



P=Po x [a x (G/Go) + b x (F/Fo) + c x (F’/F’o)]l Donde a + b + c =1 y G, F y F’ representan gasóleos y fuelóleos. En países en los que el consumo del gas natural en los sectores doméstico y comercial represente gran parte del mercado el término “a” deberá ser más alto que la suma de a y b pues su principal competidor será el gasóleo. Las fórmulas aditivas utilizan como referencia los mismos parámetros que las proporcionales pero tienen otra estructura aritmética. Una forma normal de fórmula aditiva sería la siguiente: P=Po + K x (E – Eo) En esta fórmula el objeto de la negociación es Po que representa el precio base del contrato, K es una constante menor que la unidad y E es la cesta de productos energéticos que compiten con el gas naurar. Destacar que al ser k menor que uno, los cambios en el precio de los productos energéticos no se traspasan por completo al precio del gas. En el caso de mercados más maduros como el americano, que se caracteriza por su transparencia y volatilidad, se aplica un net back puro, es decir, se relaciona directamente el precio de la venta con el de la compra del aprovisionamiento. En el resto de las fórmulas este concepto queda implícito en el `precio de referencia Po. La fórmula sería: P = N x Pv Este precio pretende tener en cuenta los costes de transporte en diferente medida dependiendo de si el contrato es CIF o FOB. Por tanto el factor N es un coeficiente menor que la unidad que será tanto mayor cuanto más cercano este el punto de venta final en relación con el punto de aprovisionamiento, además puede variar ligeramente en función de la calidad del gas y de otros factores. Pv es el precio al que el comprador venderá el gas adquirido en el mercado final. Este precio asegura un precio de venta mayor al de compra y por tanto un margen positivo, y la diferencia entre uno y otro precio pretende cubrir los costes en los que incurrirá el comprador hasta conseguir vender el gas. Por supuesto también existen contratos de compra venta de gas firmados a un precio fijo “ad hoc”, para cargamentos singulares de GNL o contratos a corto plazo aprovechando cargamentos marginales o excesos transitorios de la oferta.



Conviene enfatizar que el precio del gas no sólo está ligado al valor del producto en sí, sino que también son de gran influencia las características contractuales del suministro, en lo referente a la flexibilidad de las cantidades contratadas, la duración, la calidad del gas, etc. Otro factor muy importante es la revisión de las fórmulas de los contratos, teniendo en cuenta el largo plazo de los contrato de aprovisionamiento se hace necesario reajustar las fórmulas cuando el escenario de precios deja de ser estable y éstas ya no consiguen alinear los precios del gas con los de sus productos competitivos. Con el objetivo de ilustrar como sería un fórmula real de gas se consideran los ejemplos que a continuación se explican, recogidos del libro “The Impact of Markets Changes on Long Term Take-or Pay Export Contracts for LNG and Pipeline Gas From MENA Regions: Lessons from Europe” El primero de los ejemplos se refiere a Gran Bretaña y se utilizó al comienzo de los ochenta para estimular la producción natural de gas: P=Po x [0’35 x (F/Fo) + 0’35 x (G/Go) + 0’30 x (I/Io)] El Po será el precio base expresado en peniques por termia inglesa, F y G son los precios del fuelóleo pesado y del gasóleo en libras por tonelada para suministro a grandes consumidores industriales, e índice I refleja la producción industrial. El segundo ejemplo trata de la fórmula de venta de gas en el norte de Europa, el objetivo es desplazar del mercado al fuelóleo y al gasóleo: P=Po +0’60 x f1 x k1 x (hel – helo) + 0’40 x f2 x k2 x (hsl – hsl0) Aquí hel y hsl son los precios del gasóleo y del fuelóleo de menos de 1% del contenido de azufre, los factores f reflejan el coste del transporte del gas desde la frontera hasta las áreas de consumo y k1 y k2 son factores de conversión para ajustar las unidades. La tercera fórmula sirve para los precios de venta FOB de cargamentos de GNL desde la zona del Golfo Pérsico: P=Po x [0’35 x (G/Go) + 0’65 x (F/Fo)]



Po será el precio base en $/MMBtu y G y F son los precios del gasóleo de menos del 0’2% de azufre y del fuelóleo de menos del 1% de azufre situados CIF en el norte de Europa. Como regla general se puede concluir que el precio del gas está correlacionado con el precio de los derivados del petróleo y el carbón, de tal manera que el precio del gas subirá o bajará en función de los ascensos o descensos del precio de estos productos. 3.3.3. Intercambios logísticos.

Las operaciones de intercambios logísticos o el trading logístico son compras y ventas de gas realizados dentro del sistema español con objetivo de optimizar la operación y mantener las reservas dentro de los límites permitidos en cada instalación. La idea principal es prestar gas a otro comercializador cuando tienes excedentes (formalizando una venta) y que éste te devuelva la misma cantidad (formalizando una compra) en otro momento de manera que te ayude a optimizar el manejo de tu stock. El objetivo de estás operaciones no es obtener un beneficio económico por lo que por lo general están cerradas con un precio de compra igual al de venta. Aunque esto último está sujeto a ciertas excepciones, pues en el caso de que el intercambio se de entre dos puntos distintos del sistema, como por ejemplo en la planta y en el tubo, existirá un coste asociado al transporte y regasificación que deberá ser asumido por uno de los dos comercializadores. Existen tres tipos de intercambios logísticos:

� Intercambios GNL-GNL: La entrega y la devolución del gas se produce en las plantas de regasificación.

� Intercambios GN-GNL: Parte de los movimientos de gas de la operación se realizan en una planta de regasificación y otra parte en el tubo de la Red de Transporte o en un AASS.

� Intercambios GN-GN: Todos los movimientos de gas se realizan en el tubo o en los AASS.

La principal característica del trading logístico es que sus movimientos se van neteando con el tiempo, el comercializador presta una cantidad de gas valorada a un determinado precio, que le será devuelta en un futuro valorado a ese mismo precio pactado entre las comercializadoras. El resultado es que el saldo tanto en energía como en importe se va



compensando. Por tanto, la idea general es que la realización de intercambios logísticos optimiza la operación pero no influyen en el coste de la cesta de gas, pero esto sólo es cien por cien cierto cuando el intercambio se realiza en un mismo punto del sistema y en un mismo periodo de liquidación. En caso contrario, a pesar de formalizar una operación de compra y venta de la misma cantidad de gas y a un mismo precio, el coste de ambos movimientos no se anula. Como regla general se considerará que los intercambios realizados en distintos puntos del sistema o en distintos meses, se considerarán para el cálculo del coste del almacén final del mes; por otro lado, los intercambios que se netean mes a mes se trataran de manera independiente ajenos al cálculo del coste.



4.- Cálculo del Coste del

Gas



4.1. Balances físicos económicos: coste de la molécula de gas.

Se puede considerar que el coste de una operación de gas tiene en líneas generales tres grandes componentes: el coste de la molécula de gas; los peajes y cánones por el acceso y el uso de las instalaciones y el resultado de la gestión del riesgo. Para el cálculo del coste de la molécula es necesario realizar un balance físico y económico del sistema, este balance refleja las entradas y salidas de gas del sistema valoradas. Se considerará un periodo de liquidación de un mes por lo que se realizará un balance mensual. El sistema gasista español presenta varios puntos de balance que darán lugar a distintos costes de molécula. Así cada operación se podrá valorar al coste que le corresponda según su tipo de gas. Se especificarán los siguientes balances:

� Balance en planta de regasificación: Partiendo del stock

en las plantas, considera los movimientos de GNL y servirá para calcular el precio de la molécula de Gas Natural Licuado.

� Balance en tubo de la Red de Transporte: partiendo de un stock inicial, considera las operaciones realizadas con Gas Natural en la Red de Transporte, servirá para valorar la molécula de Gas Natural.

� Balance en los Almacenamiento Subterráneos: Considera los movimientos de extracción e inyección junto con el stock existente en el almacén. Permite valorar las extracciones del AASS que a su vez conformarán el precio de la molécula de GN del balance en tubo

Se considera un cuarto balance ajeno al cálculo del coste de la molécula, este balance recogerá los intercambios logísticos en los que se compra y se vende el gas en un mismo punto del sistema y en un mismo mes. Su único objetivo será el chequear que todos los intercambios que cumplen estas características se netean entre sí sin alterar el coste del mes. Este balance recibirá el nombre de balance de intercambios logísticos.

4.1.1. Balance de GNL en Planta Única



Independientemente del número de plantas en que la comercializadora posea capacidad de regasificación, el balance se realizará agrupando todos los movimientos de GNL en una hipotética planta única. Esta planta que poseerá cierto nivel de existencias iniciales, podrá recibir las siguientes entradas de gas:

� Suministros de largo plazo y compras en el mercado spot, serán los cargamentos que según el programa de descargas fijado con el GTS irán llegando al sistema para abastecer la cesta de gas del comercializador. Cuando se habla de cesta se considera una bolsa virtual de gas, nutrida por los aprovisionamientos negociados por el comercializador y que tiene como utilidad abastecer de gas a los clientes de la compañía, ya sean mayoristas o minoristas. Los clientes abastecidos por la cesa reciben el gas al mismo coste de molécula.

� Compras de corto plazo realizadas en el mercado spot para un cliente concreto, son aprovisionamientos puntuales para satisfacer una necesidad puntual de un cliente concreto. No contribuyen a formar el coste de la cesta, asignando el coste real de la compra al coste de la venta al cliente en cuestión. Tal y como se explicaba anteriormente, cabe la posibilidad de tratarlas como operaciones “Back to Back”, en tal caso su tratamiento será ligeramente diferente.

� Compras realizadas dentro del tanque de la planta de regasificación, estas compras también pueden ser destinadas a la cesta o a abastecer a un cliente concreto.

Todas estas entradas de gas se definen por su volumen de energía y por su precio, además los aprovisionamientos pueden ir unidos a otra serie de costes propios de la operación. En el caso de las compras de buques de GNL, dependiendo de lo establecido en el contrato, cada operación llevará asociados los costes de las tarifas portuarias, los consignatarios y los costes de aduanas. Por otro lado el coste también se puede ver rebajado debido a ciertos abonos en concepto de incumplimiento o retraso por parte de la parte vendedora. Por criterio se establece que otros de los costes que pase a formar parte del coste de la cesta de GNL sea el peaje de descarga de buques. Este concepto es uno de los costes asociados al uso de las instalaciones del sistema, de los que más adelante se tratará su asignación y reparto, pero se



considera tan íntimamente unido a la cadena de GNL y a la logística de los buques que se asigna íntegramente al coste de la molécula en planta. En cuanto a las salidas de la planta, la clasificación es análoga a las ventas:

� Desvíos o barcos vendidos antes de llegar a España.

Dependiendo del contrato firmado con la contraparte que te suministra el gas, existe la posibilidad de que se descargue el buque en un país extranjero para aprovechar una posibilidad de negocio. En función de los términos pactados tanto en los contratos de compra y venta del barco (FOB, CIF, DES) los costes asociados al desvío del buque se imputarán a uno u otro.

� Ventas en la planta de regasificación. Un barco que tiene como destino una de las plantas de descarga españolas, puede ser vendido a un tercero en la brida de conexión entre el buque o el tanque, de manera que ese gas que está entrando en la planta se contabiliza como existencias del comprador. Por otro lado, se puede formalizar una venta de GNL entregando parte del gas que se posee almacenado dentro del tanque, esta venta no implica ningún movimiento físico de gas.

� Carga de cisternas. Con el objetivo de abastecer a clientes que no tienen acceso a la red de transporte, el gas que se le ha vendido se carga en camiones cisternas con destino a plantas satélite de regasificación. La carga de cisternas representa un coste de ATR que habrá que imputar.

Cualquier venta puede llevar asociada una compra spot, esto significará que su coste se verá afectado por un ajuste para repercutirle el coste real de la compra. Si la venta y la compra asociada se consideran de trading puro o “Back to Back”, su tratamiento será ligeramente diferente y se verán al especificar los balances. Al stock existente en las plantas y los aprovisionamientos realizados, habrá que quitarle todas estas salidas de gas, de manera que el gas remanente será el disponible para la nominación de regasificación. La nominación de regasificación pretende poner en la Red de Transporte el gas necesario para abastecer a los clientes de GN.



El gas en las plantas después de las ventas de GNL menos el gas nominado para la regasificación dará lugar a las existencias finales en los tanques, que siempre se han de mantener dentro de unos límites. En el balance en planta única se deben tener en cuenta los movimientos de intercambios logísticos de gas que tienen efecto en el coste de la cesta. Estos, como ya se ha comentado, son aquellos es los que la compra y la venta se ha realizado en puntos distintos del sistema o en distintos meses, por lo que tienen distinto coste. Para obtener el almacén final y el coste de éste, se tendrán que incluir los intercambios de este tipo que haya habido en planta. Un esquema de las entradas y salidas que resume lo explicado:

Figura 22: Esquema del Balance de GNL en Planta. Elaboración propia.

Una vez que se tienen todas las entradas y todas las salidas del punto de balance, aplicando el criterio de cálculo del coste utilizado (Precio Medio Ponderado, First In First Out o Last In First Out) se obtiene el coste de la cesta de GNL del mes de cálculo. 4.1.2. Balance de GN en el tubo de la Red de Transporte.



El siguiente punto de balance será el AOC o Almacenamiento Operativo Comercial. El resultado de este balance será el coste de la cesta de GN, que se aplicará para valorar el suministro a los clientes que se abastecen de la Red de Transporte. De igual manera que en el balance en planta única, se parte de unas existencias iniciales procedentes de meses pasados y se juega con las distintas entradas y salidas de energía que se producen cada mes en la Red de Transporte, así como con sus costes. En cuanto a las entradas de gas se distinguen cuatro conceptos principales: las compras realizadas por la comercializadora en el AOC, las importaciones de países vecinos por medio de gasoductos internacionales, las extracciones de los almacenes subterráneos y la entrada en la Red de Transporte que ha sido nominada en las plantas de regasificación. La entrada a la Red de Transporte viene directamente de las plantas de regasificación y debe contemplar la merma de transporte. Las compras en el AOC pueden obedecer al igual que las de GNL a contratos de largo plazo o a operaciones cerradas en el mercado spot, además será fundamental para su correcto tratamiento saber si el destino de las compras era abastecer a un cliente en concreto o engrosar la cesta de GN. En cuanto a las importaciones internacionales, un comercializador puede abastecerse de gas de los países colindantes si posee capacidad de entrada por los gasoductos internacionales, en la actualidad se puede traer gas francés por medio de Euskadour y Larrau, gas de Portugal por medio de la conexión Pedro Durán, del Magreb por Zahara de los Atunes y en un futuro se podrá comprar GN de Argelia e introducirlo por el gasoducto del Medgaz. Como se detalló al estudiar las infraestructuras del sistema, parte del gas que posee un comercializador se puede encontrar almacenado en los AASS. Según las necesidades de gas se podrá sacar gas del almacén subterráneo e introducirlo en la Red de Transporte. Esta operación de extracción supone un coste que deberá repercutirse a las ventas. De igual manera, el movimiento contrario también se produce, en momentos de exceso de gas en la Red de Trasporte, se podrá inyectar gas en el AASS. Esta inyección supondrá una salida del AOC.



El resto de las salidas del AOC se corresponden con el consumo de los clientes. Se pueden organizar en cuatro bloques principales:

� Los consumos de los activos de generación que posea la empresa.

� El gas dedicado a los clientes domésticos o industriales contratados por el departamento comercial.

� Las entregas en el AOC a cualquier contraparte externa con la que se haya formalizado un contrato de venta.

� Las exportaciones a otros países a través de las conexiones internacionales antes mencionadas.

La principal diferencia de todas estas salidas será la posterior valoración de su venta a la hora de calcular el margen. Además de del coste de todos los movimientos físicos habrá que considerar los posibles costes anexos imputables a la cesta de GN como consignatarios, incumplimientos o incluso costes de las coberturas del riesgo, aplicando un método de cálculo de entre los posibles (PMP, FIFO, LIFO) se obtendrá el coste de la cesta de GN.

Figura 23: Esquema Balance GN en tubo. Elaboración Propia.

4.1.3. Balance en Almacenamientos Subterráneos.

Los almacenamientos subterráneos deben ser considerados como otro punto de balance con un coste de molécula asociado.



Además de las inyecciones y extracciones de las que ya se ha hablado, en un AS también se pueden realizar compras y ventas. A modo de simplificación y porque se considera que esto refleja de manera más fiel la formalización de operaciones en el AOC, las compras y ventas en AASS se considerarán como realizadas en el AOC y se consideraran en el balance en la Red de Transporte. En el almacenamiento subterráneo se parte de unas existencias iniciales que tienen un coste, en caso de inyección el gas entra al coste de la cesta de GN en el AOC y en caso de extracción el gas sale del AS para entrar al balance de AOC al coste de las existencias en el almacén. Estos movimientos de gas darán lugar a unas existencias finales en los AASS. Con el objetivo de facilitar el tratamiento no se trabajará con las nominaciones diarias de inyección y extracción, sino con el neto mensual de las inyecciones y extracciones. Esto se tratará con mayor profundidad más adelante.

Figura 24: Esquema Balance GN en los AASS. Elaboración Propia.

4.2. Otros Costes

Como se indicaba con anterioridad el coste de una operación contiene otros conceptos además del coste de la molécula de gas, a lo largo de este apartado se estudiarán esos otros conceptos divididos en tres grupos: los peajes del sistema gasista, el coste de las coberturas y otros costes anexos asociados a la operación.

4.2.1 Peajes y cánones



El paso del gas por las distintas instalaciones que forman la cadena de valor del GNL y GN se traduce en un coste imputable vía ciertos peajes y cánones. Los diferentes peajes imputables así como sus coeficientes de cálculo son definidos y revisados con cierta periodicidad en el Real Decreto de Tarifas. Para comprender los diferentes conceptos y asociarlos a la instalación que corresponde, se adjunta el siguiente gráfico ilustrativo:

GASODUCTO�INTERNACIONAL

Figura 25: Esquema Explicativo Peajes. [EST09]

Descarga de buques: El pago de este peaje da derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga del GNL de los buques en las plantas de regasificación. Se compone de un término fijo por buque y uno variable por GWh descargado. El peaje varía según la planta para si incentivar las descargas en la zona norte, de manera que es un 50% más barato descargar en: Mugardos, Bilbao y Barcelona. Como ya se ha comentado, por estar íntimamente unido a la operación de los buques en las plantas, este coste se considerará en el balance en planta para calcular el coste de la cesta de GNL. Peaje de Regasificación: Este peaje únicamente incluye el derecho a regasificar el GNL que tienes en tanque. Unos años atrás además daba



derecho a almacenar cierta cantidad de GNL en tanque. En un principio, desde enero del 2004 hasta aproximadamente marzo del 2005, se permitía almacenar 10 días de gas. La cantidad permitida disminuyó durante unos años a 5 días, hasta que desapareció en marzo del 2009. Este peaje también se compone de un término fijo y otro variable, el término fijo se calcula en base al caudal máximo nominado con flexibilidad del 85% al 105% y el término variable se aplica directamente a los Kwh regasificados.

� �� )/(///€ max díakWhQmesdíakWhTfRF ��

� � )(/€ kWhciónregasificakWhTvRV ��

Canon de almacenamiento de GNL: El pago del canon de GNL da derecho a almacenar 8.5 días como promedio mensual en el conjunto de las plantas en las que se opere. Esto permite aproximadamente la descarga de dos barcos al mes. Este peaje es un concepto variable que sólo depende de la cantidad diaria de GNL:

� � )/(//€ díaMWhQdíaMWhTvCanon GNL��

Aunque el GTS puede ayudar viabilizando las descargas, cada agente es el último responsable de mantener el stock dentro de límites. Por tanto, a modo de penalización por exceso de existencias, el canon se multiplica por 12 al superar los 8.5 días. Además el GTS te puede denegar la descarga de un barco alegando que se pone en peligro la seguridad del sistema. Peaje de carga de cisternas: Permite el uso de las instalaciones necesarias para la carga del GNL en camiones cisterna. Tiene un término fijo y otro variable de estructura paralela al peaje de regasificación. Peaje de Transporte y distribución: Se compone de dos conceptos, la reserva de capacidad y el término de conducción. La reserva de capacidad va asociada a la capacidad de entrada al sistema y se paga al titular del punto de entrada. Incluye únicamente un término fijo, que al igual que para la regasificación, se calcula en base al caudal



máximo nominado con flexibilidad del 85% al 105%, fuera de estos niveles se aplican penalizaciones.

� � )/(/)//(€ max díakWhQmesdíakWhTvRC ��

El término de conducción va asociado a la capacidad de salida por el punto de entrega. Va clasificado por nivel de presión y se factura independientemente para cada cliente, debe ser pagado al titular del punto de salida. Está formado por un término fijo en función del máximo y un término variable:

� Términos fijos por grupo: � Grupo 3 (redes de menos de 4 bar de presión):

Término por cliente (€/cliente/mes) � Grupos 1 y 2 (redes de más de 4 bar de presión):

� � )/(/)//(€ max díakWhQmesdíakWhTfCF �� Término variable:

)()/(€ kWhConsumokWhTvCV ��

Para el caso de la conducción fija el consumo máximo considerado presenta una serie de restricciones más complejas que en los demás casos. Si el cliente posee telemedida y pertenece a los grupos 1 o 2, el caudal máximo del mes presenta una flexibilidad del 85% al 105%. Como mínimo siempre se facturará el término en base al 85% y si se sobrepasa el 105% se facturará el exceso del consumo al doble de coste. En cambio, si el cliente no posee telemedida y pertenece al grupo 2, se aplicará en caudal contratado, de manera que si se comprueba que el caudal medio mensual es mayor al contratado, se utilizará el mayor de los dos durante tres meses. Cabe destacar que la telemedida es obligatoria para los consumos de más de 5GWh/año. Canon de Almacenamiento Subterráneo: Permite el uso del almacén con fines comerciales o para el cumplimiento de existencias mínimas, lo que se paga con este concepto no es el gas almacenado sino el hueco que se tiene disponible. Si este hueco se ha conseguido vía reparto del GTS, sólo se abonará el importe del peaje; si por el contrario se ha adquirido el hueco en una subasta, también se deberá pagar el precio de la subasta.



Las existencias mínimas de obligado cumplimiento consisten en 10 días de reservas estratégicas no movilizables, 2 días de reservas operativas de media diaria mensual durante todo el año y 8 días también operativos como medía diaria de octubre. El canon se compone de un término fijo en función de la capacidad contratada y un término variable en función de los Kwh inyectados o extraídos del almacén:

� � )(/€ kWhQkWhTfCAF contratada��

� � )(///€ kWhExtracciónInyecciónkWhTvCAV ��

Destacar que el importe del Tv es distinto en caso e inyección que en caso de extracción, actualmente la inyección es más cara. Tránsito Internacional: Puesto que el sistema objeto de esta tesis sólo se ocupará de la valoración de las operaciones dentro del territorio español, no imputaremos este coste. Simplemente, con la intención de completar el apartado de cánones y peajes, comentar que en el 2009 aparecieron trayectos bonificados para incentivar las exportaciones por ciertos puntos. Peajes interrumpibles: Los consumos que cumplen unas determinadas características reciben una rebaja en sus peajes por considerarse interrumpibles. Existe dos tipos de interrumpibilidad, una que fija en 10 los días de interrumpibilidad máxima y otra menos severa que los fija en 5. Los clientes que se consideran interrumpibles deben cumplir que su presión sea mayor a 4 bar, su consumo anual sea superior a 10 GWh y su consumo diario esté por encima de los 26.000 Kwh. Además cada caso será sometido al criterio del GTS y en caso de que se trate de una planta de generación a REE, pues se debe probar que no es una central crítica. Carga de buques: Coste derivado del transvase de GNL a un buque, suele ir unido a una operación en concreto. Peajes de Corto Plazo: Comentar que existen contratos de corto plazo para los peajes. Estos contratos, que serán de menos de un año, pueden tener un carácter mensual o diario según las necesidades de la operación y



tienen distinto precio según la época del año. Son más baratos en verano cuando el sistema está menos congestionado. Mensual (oct-mar): Tf x 2 Mensual (abr-sept): Tf x 0.5 Diario (oct-mar): Tf x 0.1 Diario (abr-sep): Tf x 0.03 Mermas: Es importante explicar dentro de este apartado que dentro del sistema existen una serie de mermas y autoconsumos que van a afectar al coste del gas en cada punto. Al igual que los peajes con definidas por la regulación y publicadas en el mismo real decreto. La forma de actuar consiste en que para que un comercializador pueda satisfacer un consumo determinado tiene que aportar al sistema el consumo más las correspondientes mermas. Como el cliente sólo va a pagar por la parte consumida, el coste del comercializador se ve afectado. En la actualidad se consideran mermas de regasificación, que realmente no se producen al regasificar sino al descargar un buque, mermas de transporte y mermas de distribución. Se eliminaron las mermas de inyección que se consideraban hasta julio del 2007. Mermas de Regasificación: 0.31% Mermas de Transporte: 0.07% Mermas de distribución: 0.39%para grupo 2 y 1% par grupo 1 Dado que todos los clientes cuyas ventas va a valorar el sistema de información están alimentados por la red básica de transporte (60 bar), no se considerarán las mermas de distribución. En cuanto a los autoconsumos, el transportista debe adquirirlos mediante un mecanismo de subasta al que pueden acudir los comercializadores a ofertar. 4.2.2 Criterios de Reparto del ATR

El coste de los peajes se debe repartir entre las distintas entras de gas realizadas por la comercializadora. La principal idea es que cada venta o entrega de gas soporte los costes de las instalaciones de las que se ha beneficiado. Mientras que en el caso de los contratos de corto plazo esta relación univoca es fácil de conseguir, pues se trata de contratos de ATR especiales, formalizados para atender una determinada venta, en el caso



general lo que la comercializadora poseerá serán contratos de largo plazo que darán lugar a un coste total por cada uno de los peajes. Para poder repartir estos totales entre las diferentes ventas, es necesario definir una serie de criterios. Los peajes de Conducción Fija y Conducción Variable representan una excepción pues, al estar unidos al punto de entrega del gas, cada cliente tendrá un contrato propio que se facturará individualmente; esto permitirá la imputación directa de estos dos costes Basándose en el principio de que cada tipo de venta soporte los costes derivados del uso de las instalaciones que ha utilizado, se podría realizar la siguiente clasificación:

Figura 26: Criterios de reparto de los costes de peajes. Elaboración Propia. Una vez aclarado que tipo de venta debe soportar cada peaje, habría que definir los factores de reparto. Algunos de los posibles tipos de reparto son los siguientes:

� Proporcional al volumen de cada entrega gas a la que le corresponda ese peaje.

� Imputación directa a una venta. � Recálculo de un determinado peaje para una

determinada venta de manera que sólo se le impute el coste derivado de su consumo o su capacidad contratada. El sentido de este tipo de reparto reside en el hecho de que puede existir un cliente concreto cuyo consumo sea muy estable y nunca presenta desviaciones respecto a su capacidad contratada, en ese caso, se puede decidir que ese cliente no soporte las oscilaciones en las nominaciones del resto de clientes. Este



importe recalculado se descontaría del total facturado a la comercializadora para proseguir con el reparto entre los demás destinatarios del peaje.

� Proporcional al consumo máximo de una instalación, esta forma de reparto es una posible solución para repartir la conducción fija entre los distintos grupos de una planta de generación. Es posible que se quiera liquidar por separado la venta de gas a cada uno de los grupos y se presente la dificultad de que el contrato de conducción pertenezca al conjunto de la planta. Repartiendo en función de los consumos máximos de cada grupo se obtendrá la conducción fija para cada uno de ellos.

4.2.3 Cobertura del riesgo.

Las operaciones de gas están expuestas a diferentes riesgos, los riesgos más normales a los que de enfrenta una comercializadora residen en las oscilaciones del tipo de cambio y en la indexación de los contratos de gas a productos de precios cambiantes. Una comercializadora puede emprender diferentes métodos para tratar de gestionar estos riesgos de manera natural; estos métodos pasarían por intentar formalizar las operaciones de compra y venta con un mismo tipo de cambio o buscar la diversidad en sus suministros para no quedar excesivamente expuestos a un producto. Lo que ocurre es que normalmente no son posibles o no son suficientes por lo que se deben formalizar operaciones de cobertura para acotar el riesgo. Se realizarán dos tipos de coberturas: coberturas de producto y coberturas de tipos de cambio. Como se adelantaba con anterioridad, debido al carácter internacional del mercado del gas, una comercializadora se ve en la obligación de operar en varias divisas como el dólar o la libra, por lo que sus resultados en euros se ven afectados por el tipo de cambio. Una cobertura de tipo de cambio consiste en adquirir una determinada cantidad de dólares o libras a un cambio prefijado que se empleará en el pago de las operaciones. La diferencia entre el tipo de cambio fijado y el tipo de cambio spot del momento del pago representa una ganancia o una pérdida a imputar a los resultados.



Por tanto el resultado derivado de una cobertura de tipo de cambio es tan simple como:

€)/($($)

€)/($($)Re

cerradospot TCCantidad

TCCantidadsultadoTC ��

Mediante las coberturas de producto se pretende cubrir el riesgo derivado de los contratos de gas a diferentes productos. Las fórmulas que contractualmente sirven para calcular el precio del gas están íntimamente relacionadas con productos como el carbón, el Brent o el precio de la electricidad, por lo que el precio a aplicar en una operación seguirá los movimientos de estos productos. La manera de asegurarte un resultado consiste en comprar en el mercado cantidades de estos productos a un determinado precio. El diferencial entre ese precio y el precio del producto en el momento en el que el contrato de la cobertura se liquide, aportará un mayor o menor coste que asegura un determinado margen para la operación de gas. 4.2.5 Otros Costes

La naturaleza de algunas operaciones arroja ciertos tipos de coste de naturaleza muy variada que pueden ser imputados a la totalidad de las operaciones o directamente al resultado de una venta. Los conceptos a los que responden estos costes son tantos como las posibles circunstancias que pueden rodear a una operación pero se puede hacer una relación de los más frecuentes.

� Pago por cancelación: Si por algún motivo el comercializador se ve obligado a anular una venta, probablemente tendrá que indemnizar a su contraparte.

� Arbitrajes: Cuando derivada de una operación aparece una discrepancia o disputa entre las partes, se pone el tema en manos de los jueces especificados en el contrato para llegar a una resolución. Este trámite lleva asociado unos costes de arbitraje que se imputaran de distinta manera según el motivo de la disputa.

� Shipping: Puede ser que según las condiciones firmadas en el contrato el comercializador que compra un cargamento de gas deba hacerse cargo del flete del barco.



Según la naturaleza del coste estos importes aparecerán en los balances económicos de los distintos puntos del sistema, o más adelante en el cálculo del margen de una venta en concreto.

4.3. Métodos de Cálculo del Coste del Gas: Precio medio Ponderado, FIFO, LIFO.

En general el cálculo del coste ha sido un tema estudiado profundamente por diversos tratadistas, éstos han pretendido establecer la manera más certera de poder calcular el coste total real incluyendo todas las componentes de éste (costes directos) y reflejando otras factores indirectos difíciles de medir y asignar. Aún así, muchos de ellos han considerado que intentar reflejar el verdadero coste de ciertos bienes es complicado, siendo casi imposible poder obtener el coste verdadero. El caso que ocupa esta tesis, que es el cálculo del coste del gas, presenta una serie de componentes del coste inmediatas como las vistas hasta ahora (coste de los contratos de aprovisionamiento, costes logísticos, costes de los peajes, las operaciones de gestión del riesgo…), serían los considerados costes directos. En principio, estos costes, podrían determinar con bastante exactitud el coste de una molécula de gas, pero la naturaleza almacenable del gas y la forma norma de operar con éste, incluye una componente de indeterminación en el cálculo del coste asociada al método utilizado para la valoración del stock. La contabilidad de costes presenta varios métodos para valorar y gestionar un stock: El precio medio ponderado, que como su propio nombre indica es un coste unitario ponderado de la materia, dividiendo el coste total de varias entradas por su coste total. El FIFO que quiere decir que se considera que el primer gas que entró será el primero en ser vendido, por lo que las salidas de gas se valoran a los precios de las existencias más antiguas. El LIFO, que de manera opuesta supone que el último gas aprovisionado será el primer gas servido, de manera que las salidas de gas se valoran al coste de las existencias más modernas.



El HIFO (Higher In, First Out), consiste en suministrar primero el gas comprado más caro; no es común su utilización y además realmente equivale a utilizar un FIFO en un entorno deflacionista y un LIFO en un entorno inflacionista. El NIFO (Next In, First Out), se trata de valorar el gas consumido al coste del próximo gas aprovisionado, sería como aplicar un coste de reemplazo, es un método muy poco aplicado que supone un gran trabajo de estimación. Este capítulo se va a centrar en el estudio de los tres métodos cuya aplicación sería más apropiada para el cálculo del coste del gas: el precio medio, el FIFO y el LIFO. Si bien el último de estos tres en la actualidad no está aceptado para fines contables, es interesante su estudio por ver las diferencias con el FIFO y porque durante un tiempo fue un método muy famoso en varios sectores de U.S.A. Cada uno de los tres métodos tiene una formulación distinta y lo que es más importante unas implicaciones distintas. La importancia del cálculo del coste no sólo radica en que determinará los resultados económicos obtenidos por la empresa en el negocio del gas, sino que además será una variable clave en la toma de decisiones estratégicas. Existe una tercera implicación de la elección del método de valoración del stock, pero cuya importancia se podría decir que dependerá del volumen de negocio que el gas represente para la comercializadora, el coste del gas calculado determinará el valor del negocio del gas y por tanto de una parte de la empresa a la hora de presentar sus balances económicos. No sin razón, una empresa debe informar del método utilizado para la valoración de su stock en sus estados financieros y este método, además, ha de ser consistente con el utilizado en la liquidación de sus operaciones. A lo largo de este apartado se mostrará en que consiste concretamente el cálculo de cada uno, como se comportan ante distintos escenarios y cuales son las ventajas e inconvenientes de cada uno. El objetivo de esta disertación es justificar el método de cálculo que se elija para implementar en el sistema de liquidaciones de las operaciones de gas.

4.3.1 Coste Medio Ponderado (CMP)

Mediante este método obtienes el coste de la cesta de gas del periodo como el coste medio de todos los aprovisionamientos, las existencias iniciales y demás costes imputables a la cesta. Se consideraran costes



mensuales pues el Sistema será definido para tratar periodos de liquidación de un mes. La formulación del coste medio es la más sencilla, consiste en dividir la suma de todos los costes entre las unidades físicas totales de los aprovisionamientos. Para el cálculo de todos los costes se considerarán los importes en euros y las unidades físicas de los aprovisionamientos en términos de energía, es decir, expresadas en Kwh. Si se supone que para un mes “m” se poseen en un punto de balance del sistema unas existencias iniciales , determinadas por su energía y su importe : unos aprovisionamientos , igualmente identificados por y y una serie de costes imputables a la cesta . El coste medio ponderado viene determinado por:

Si se consideran unas existencias iniciales y un patrón determinado de aprovisionamientos en el mes y ventas de gas, se puede analizar el comportamiento del coste medio para distintos niveles de precios y distintas situaciones de oferta y demanda de gas. Se supone un entorno inflacionista y unos contratos de largo plazo que aportan casi todo el gas necesario para satisfacer las ventas:

enero febrero marzo abril mayo junioExistencias�iniciales kWh 3.254.346.870 2.984.346.870 2.673.846.870 2.378.871.870 2.092.746.120 1.865.753.025Existencias�iniciales�valoradas € 47.444.798 43.600.500 39.173.537 35.616.840 32.420.013 30.264.460Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45789 1,46097 1,46506 1,49722 1,54916 1,62210

Entradas�de�gas� kWh 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250 2.336.693.625 2.453.528.306Costes�entradas�de�gas € 32.972.220 38.030.558 37.663.145 38.173.634 39.430.118 43.056.772Coste�unitario�entradas�de�gas c€/kWh 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489

Total�gas kWh 5.504.346.870 5.571.846.870 5.131.971.870 4.763.253.120 4.429.439.745 4.319.281.331Coste�total�gas € 80.417.018 81.631.057 76.836.682 73.790.474 71.850.131 73.321.231Precio�Medio�Ponderado c€/kWh 1,46097 1,46506 1,49722 1,54916 1,62210 1,69753

Salidas�de�gas� kWh 2.520.000.000 2.898.000.000 2.753.100.000 2.670.507.000 2.563.686.720 2.435.502.384Costes�salidas�de�gas € 36.816.518 42.457.521 41.219.842 41.370.461 41.585.672 41.343.460Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,46097 1,46506 1,49722 1,54916 1,62210 1,69753

Existencias�finales kWh 2.984.346.870 2.673.846.870 2.378.871.870 2.092.746.120 1.865.753.025 1.883.778.947Existencias�finales�valoradas € 43.600.500 39.173.537 35.616.840 32.420.013 30.264.460 31.977.772Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46097 1,46506 1,49722 1,54916 1,62210 1,69753 Figura 27: Resultados aplicación PMP al caso 1.



Lo primero que se aprecia y que será una característica del precio medio es que el coste del gas entregado es el mismo que el coste del stock que permanece almacenado. Por otro lado los costes siguen la tendencia ascendente del precio de tus contratos.

1,45500

1,55500

1,65500

enero febrero marzo abril mayo junio

Coste�unitario�entradas�de�gas

Coste�Medio

Figura 28: Comparación PMP caso 1 y precios del mercado.

Se supone ahora que hay una caída en el consumo de gas, la comercializadora sigue sujeta a los mismos contratos de largo plazo y el entorno continúa inflacionista. El resultado obtenido sería el que acompaña:

enero febrero marzo abril mayo junioExistencias�iniciales kWh 3.254.346.870 4.748.346.870 6.466.446.870 8.098.641.870 9.681.871.020 11.169.343.419Existencias�iniciales�valoradas € 47.444.798 69.372.062 94.673.914 120.089.845 146.168.387 172.484.278Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45789 1,46097 1,46408 1,48284 1,50971 1,54427


Total�gas kWh 5.504.346.870 7.335.846.870 8.924.571.870 10.483.023.120 12.018.564.645 13.622.871.725Coste�total�gas € 80.417.018 107.402.620 132.337.059 158.263.478 185.598.506 215.541.050Precio�Medio�Ponderado c€/kWh 1,46097 1,46408 1,48284 1,50971 1,54427 1,58220

Salidas�de�gas� kWh 756.000.000 869.400.000 825.930.000 801.152.100 849.221.226 1.061.526.533Costes�salidas�de�gas € 11.044.955 12.728.706 12.247.215 12.095.091 13.114.227 16.795.471Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,46097 1,46408 1,48284 1,50971 1,54427 1,58220

Existencias�finales kWh 4.748.346.870 6.466.446.870 8.098.641.870 9.681.871.020 11.169.343.419 12.561.345.193Existencias�finales�valoradas € 69.372.062 94.673.914 120.089.845 146.168.387 172.484.278 198.745.580Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46097 1,46408 1,48284 1,50971 1,54427 1,58220

Figura 29: Resultado cálculo del PMP caso 2



Si se observa como se han comportado los costes se ve que han bajado ligeramente con respecto a los calculados en el caso anterior, es lógico pues cada mes se tiene más gas almacenado barato que gas nuevo sujeto a contratos más caros. Esto vuelve a reflejar lo que ocurre en realidad, el gas vale menos puesto que sobra gas. Se puede ver en la siguiente gráfica:

1,45000

1,55000

1,65000


caso�1

caso�2

Figura 30: Comparación PMP caso 1 y PMP caso 2. Ahora se plantea el caso contrario, un aumento del consumo de manera que poco a poco el nivel de existencias va bajando y tienen mucho más peso los aprovisionamientos del mes que representan la tendencia inflacionista, por tanto el coste del gas sube.

1,45000

1,55000

1,65000

1,75000


caso�1

caso�2

caso�3

Figura 31: Comparación PMP caso 1, PMP caso 2 y PMP caso 3.



Como primera conclusión se puede decir que el coste medio parece presenta los resultados más favorables en el caso de poseer mucho volumen de existencias, pues en ese caso, aunque la tendencia sea inflacionista el valor del stock va a estar un poco más bajo y va a ser fácil encontrar compradores que reporten margen. Si se consideran los tres mismos casos pero con unos contratos de largo plazo cuyos pecios descienden a lo largo de los meses se obtiene la gráfica simétrica a la anterior:

1,20000

1,25000

1,30000

1,35000

1,40000

1,45000

1,50000


caso�1

caso�2

caso�3

Figura 32: Comparación PMP caso 1, PMP caso 2 y PMP caso 3 con tendencia de precios descendente. El coste medio vuelve a reflejar perfectamente la tendencia descendiente de los contratos de aprovisionamiento y crece o disminuye dependiendo de la cantidad de gas almacenado como existencias. En el caso de una disminución intempestiva del consumo (caso 2), al quedar mucho gas almacenado al precio mayor a los contratos, el coste sube; mientras que en el caso contrario (caso 3), el nivel de existencias caras va disminuyendo para poder abastecer los consumos, esto hace que el coste baje. En este caso de bajos precios, vemos que no se mantiene la ventaja que el precio medio le atribuía a los casos con mucho volumen de existencias y tendencia inflacionista. En este caso mientras que sobra gas en el mercado, el gas disponible para vender es caro. Como conclusión final se puede decir que la aplicación de coste medio aporta resultados que reflejan a la perfección la tendencia en los mercados



y, además, establece la igualdad de coste entre lo que se entrega y lo que se queda en stock, característica que refleja la realidad de la gestión del almacén.

4.3.2 First in First Out (FIFO)

Para aplicar el método FIFO se va a suponer que inicialmente se poseen existencias procedentes de, por lo menos, los tres meses anteriores. El almacén se gestionará de manera que se empiezan a cubrir las ventas del mes “m” con el gas más antiguo que hay en stock, la valoración del coste de las salidas de gas será el resultado de valorar el gas procedente de los distintos meses a su coste. Se supone un almacén en alguno de los puntos de balance del sistema compuesto por un stock con la siguiente distribución: Existencias procedentes de tres meses anteriores:

�Existencias iniciales mes de cálculo (m).

�Existencias iniciales mes anterior al mes de cálculo (m-1).

�Existencias iniciales mes anterior al mes m-1 (m-2). Además durante el mes m han tenido lugar los aprovisionamientos identificados como y . Las operaciones de ese mes además han dado lugar a otra serie de costes imputables a la cesta . Para atender la salida de gas del punto de balance S (Kwh) se podrá considerar que el gas proviene de alguno de los bloques de existencias descritos anteriormente y de las entradas al sistema durante el mes de cálculo una vez descontadas las ventas de buques.

� Gas que ha entrado en el mes “m”

�Coste y precio del gas que entra en el mes “m”.



De manera que las salidas de gas se podrán expresar como:

Siendo El coste de las salidas de gas se calculará como:

El orden en el que va saliendo el gas es fácil, empezando por el tramo de existencias más antiguo va saliendo gas hasta cubrir el total de salida de gas del punto de balance S (Kwh). Un caso típico de aplicación del FIFO queda reflejado en el siguiente gráfico, resaltar que lo normal s que el total de las salidas nunca exceda al total de gas disponible:

SI:�Gas�saliente�procedente�del�gas�que�ha�entrado�el�mes�m

SI�=�S�Si�2�Si�1

I

Ei�2

Ei�1

Ei

I:�Total�Entradas�de�Gas�en�el�mes�nI(kWh)=A(kWh)�V(kWh)

Ei:�Existencias�inicialesdel�mes�m

Ei�1:�Existencias� inicialesdel�mes��m�1

Ei�2:�Existencias�iniciales delmes�m�2

Si�S>Ei�2�� Sale�Ei�2Si�S<Ei�2�� Sale�S

Si�2

Si�S�Si�2>Ei�1� Sale�Ei�1Si�S�Si�2<�Ei�1�� Sale�S�Si�2

Si�2

Si�S�Si�2�Si�1>Ei� Sale�EiSi�S�Si�2�Si�1<Ei� Sale�S�Si�2�Si�1

Si�2

Si�1

Si

SI

Si�2:�Gas�saliente�procedente�de�Ei�2

Si�1

Si�2

Si�1

Si

Si�1:�Gas�saliente�procedente�de�Ei�1

Si:�Gas�saliente�procedente�de�Ei

1º 2º

3º4º

Figura 33: Diagramas funcionamiento FIFO. Elaboración Propia.



Se ha programado el cálculo del FIFO para estudiar escenarios análogos a los analizados con el PMP. Para ello se ha supuesto que las existencias provienen hasta del mes m-2, es decir, existencias con tres meses de antigüedad. Comenzando con el caso el que se da un equilibrio entre las compras y las ventas para un entorno inflacionista se obtiene:

enero febrero marzo abril mayo junioExistencias�iniciales�n�2 kWh 813.586.718 0 0 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�2 € 11.840.453 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45534 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n�1 kWh 976.304.061 734.346.870 86.346.870 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�1 € 14.222.690 10.721.763 1.265.355 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45679 1,46004 1,46543 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n kWh 1.464.456.092 2.250.000.000 2.587.500.000 2.378.871.870 2.092.746.120 1.865.753.025Existencias�iniciales�valoradas�n € 21.381.654 32.972.220 38.030.558 36.448.837 33.504.593 31.483.315Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743


Salidas�de�n�2 kWh 813.586.718 0 0 0 0 0Salidas�de�n�1 kWh 976.304.061 734.346.870 86.346.870 0 0 0Salidas�de�n kWh 730.109.222 2.163.653.130 2.587.500.000 2.378.871.870 2.092.746.120 1.865.753.025Salidas�gas�del�mes kWh 0 0 79.253.130 291.635.130 470.940.600 569.749.359Salidas�de�gas� kWh 2.520.000.000 2.898.000.000 2.753.100.000 2.670.507.000 2.563.686.720 2.435.502.384Costes�salidas�de�gas € 36.723.035 42.428.628 40.510.221 41.117.877 41.451.396 41.481.801Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,45726 1,46407 1,47144 1,53970 1,61687 1,70321

Existencias�finales�n�2 kWh 0 0 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n�2 € 0 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�n�1 kWh 0 0 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n�1 € 0 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�n kWh 734.346.870 86.346.870 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n € 10.721.763 1.265.355 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46004 1,46543 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�gas�del�mes kWh 2.250.000.000 2.587.500.000 2.378.871.870 2.092.746.120 1.865.753.025 1.883.778.947Existencias�finales�valoradas�gas�del�mes € 32.972.220 38.030.558 36.448.837 33.504.593 31.483.315 33.058.286Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489

Unitario�Almacén c€/kWh 1,46411 1,46964 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489 Figura 34: Resultados cálculo FIFO caso 1.

Como tendencias generales se observa lo siguiente: El coste unitario de las salidas de gas no es igual al coste al que se valora el stock que permanece almacenado.



1,45000

1,50000

1,55000

1,60000

1,65000

1,70000

1,75000


Coste�salida� gas

Coste�Stock

Figura 35: Comparación coste salidas de gas y coste del stock calculado con método FIFO para caso 1.

En este caso concreto, las ventas se cubren casi en su totalidad con el gas almacenado, quedándose en stock el gas comprado ese mes. El stock se valora prácticamente al precio de los contratos de ese mes mientras que el gas sale al precio de las existencias baratas.

1,450001,470001,490001,510001,530001,550001,570001,590001,610001,630001,650001,670001,690001,710001,730001,75000



Coste�Stock


Figura 36: Comparación costes de salida de gas, coste de stock y precios del mercado para método FIFO y caso 1.

Manteniéndose el mismo nivel de precios, las ventas de gas caen:



enero febrero marzo abril mayo junioExistencias�iniciales�n�2 kWh 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000Existencias�iniciales�valoradas�n�2 € 11.840.453 14.222.690 21.381.654 32.972.220 38.030.558 37.663.145Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219Existencias�iniciales�n�1 kWh 976.304.061 1.464.456.092 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250Existencias�iniciales�valoradas�n�1 € 14.222.690 21.381.654 32.972.220 38.030.558 37.663.145 38.173.634Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45679 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099Existencias�iniciales�n kWh 1.464.456.092 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250 2.336.693.625Existencias�iniciales�valoradas�n € 21.381.654 32.972.220 38.030.558 37.663.145 38.173.634 39.430.118Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743


Salidas�de�n�2 kWh 756.000.000 869.400.000 825.930.000 801.152.100 849.221.226 1.061.526.533Salidas�de�n�1 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�gas�del�mes kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�gas� kWh 756.000.000 869.400.000 825.930.000 801.152.100 849.221.226 1.061.526.533Costes�salidas�de�gas € 11.002.370 12.665.324 12.058.914 11.740.339 12.481.684 16.264.603Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219

Existencias�finales�n�2 kWh 57.586.717 106.904.061 638.526.092 1.448.847.900 1.738.278.774 1.396.598.468Existencias�finales�valoradas�n�2 € 838.083 1.557.367 9.322.741 21.231.881 25.548.874 21.398.542Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219Existencias�finales�n�1 kWh 976.304.061 1.464.456.092 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250Existencias�finales�valoradas�n�1 € 14.222.690 21.381.654 32.972.220 38.030.558 37.663.145 38.173.634Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45679 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099Existencias�finales�n kWh 1.464.456.092 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250 2.336.693.625Existencias�finales�valoradas�n € 21.381.654 32.972.220 38.030.558 37.663.145 38.173.634 39.430.118Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743Existencias�finales�gas�del�mes kWh 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250 2.336.693.625 2.453.528.306Existencias�finales�valoradas�gas�del�mes € 32.972.220 38.030.558 37.663.145 38.173.634 39.430.118 43.056.772Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489

Unitario�Almacén c€/kWh 1,46187 1,46581 1,48710 1,52158 1,57910 1,65740

Figura 37: Resultado cálculo método FIFO para caso 2.

La reacción lógica en este caso será que se agrande la diferencia de valor entre el gas que sale y el gas que se queda en stock. El poco gas que sale lo hará al precio de las existencias antiguas que eran más baratas mientras que se almacena gas caro comprado en el mes. Esto se puede observar en la figura que acompaña:



1,35000

1,40000

1,45000

1,50000

1,55000

1,60000

1,65000

1,70000



Coste�Stock

Figura 38: Comparación coste de salida de gas y coste de stock con método FIFO para caso 2.

Al repetir los cálculos para un exceso de demanda se obtiene: enero febrero marzo abril mayo junio

Existencias�iniciales�n�2 kWh 813.586.718 0 0 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�2 € 11.840.453 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45534 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n�1 kWh 976.304.061 0 0 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�1 € 14.222.690 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45679 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n kWh 1.464.456.092 1.724.346.870 153.846.870 17.171.870 6.129.120 5.215.705Existencias�iniciales�valoradas�n € 21.381.654 25.269.131 2.261.211 263.106 98.126 88.011Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,46004 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743


Salidas�de�n�2 kWh 813.586.718 0 0 0 0 0Salidas�de�n�1 kWh 976.304.061 0 0 0 0 0Salidas�de�n kWh 1.464.456.092 1.724.346.870 153.846.870 17.171.870 6.129.120 5.215.705Salidas�gas�del�mes kWh 525.653.130 2.433.653.130 2.440.953.130 2.378.252.130 2.331.477.920 2.450.010.983Salidas�de�gas� kWh 3.780.000.000 4.158.000.000 2.594.800.000 2.395.424.000 2.337.607.040 2.455.226.688Costes�salidas�de�gas € 55.147.887 61.038.478 39.661.250 38.338.613 39.440.233 43.083.058Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,45894 1,46798 1,52849 1,60049 1,68721 1,75475

Existencias�finales�n�2 kWh 0 0 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n�2 € 0 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�n�1 kWh 0 0 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n�1 € 0 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�n kWh 0 0 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n € 0 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�gas�del�mes kWh 1.724.346.870 153.846.870 17.171.870 6.129.120 5.215.705 3.517.323Existencias�finales�valoradas�gas�del�mes € 25.269.131 2.261.211 263.106 98.126 88.011 61.725Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489

Unitario�Almacén c€/kWh 1,46543 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489 Figura 39: Resultado cálculo método FIFO caso 3.

Prácticamente se agotan las existencias antiguas y se opera con las del mes pasado y las entradas del mes, esto hace que el comportamiento del



FIFO sea muy parecido al del PMP porque el coste de las salidas de gas es prácticamente el mismo que el coste de las existencias finales. Como se ve en el gráfico el coste de las salidas y el coste del stock son casi coincidentes:

1,450001,470001,490001,510001,530001,550001,570001,590001,610001,630001,650001,670001,690001,710001,730001,75000



Coste�Stock

Figura 40: Comparación coste de salida de gas y coste de stock método FIFO para caso 3.

La consecuencia inmediata de aplicar el método FIFO con una tendencia ascendente de los precios del mercado, es que se aumentan los resultados obtenidos por la empresa. Entendiendo que los precios de venta crecerán de igual manera que los de compra, pues estarán indexados a productos similares, el margen obtenido por la comercializadora en sus ventas será mayor pues su coste de referencia será menor. Hay que tener en cuenta que esta ventaja en el margen, se traduce en un aumento en los impuestos de la empresa y una mayor obtención de resultados financieros. Esta segunda consecuencia aunque no esté directamente vinculada con el negociado del gas, no carece de importancia, pues este aumento en los resultados propiciaría que se repartiera en forma de beneficios fondos necesarios para mantener la posición de la empresa en términos reales. Una vez más el volumen de negocio que representen las operaciones de gas para el total de la empresa, va a determinar al importancia de esta última circunstancia. Planteando los mismos escenarios para una tendencia deflacionista en los precios del gas aprovisionado en el mes, se llega a conclusiones complementarias a las hasta ahora formuladas.



Como los precios del mes son más bajos que los de las existencias, si bajan las ventas de gas, el poco gas vendido se valorará al precio de las existencias antiguas de manera que el coste de las salidas de gas será mayor que el coste del almacén remanente de gas.

1,30000

1,32000

1,34000

1,36000

1,38000

1,40000

1,42000

1,44000

1,46000

1,48000



Coste�Stock

Figura 41: Comparación coste de salida de gas y coste del stock método FIFO y precios de mercado decrecientes.

Si las ventas aumentan mucho, tanto como para utilizar gas de los meses anteriores y del mes en curso, su comportamiento vuelve a ser análogo al del PMP. El coste de salida de gas y el coste del stock coinciden:

1,20000

1,25000

1,30000

1,35000

1,40000

1,45000

1,50000



Coste�Stock

Figura 42: Comparación coste de salida de gas y coste de stock método FIFO y precios del mercado decrecientes.



Se puede concluir que en el caso de que la suma de existencias y entradas de gas del mes sea muy cercana al total de ventas de gas, es decir, los almacenes se renueven mucho, el FIFO y el PMP se comportan de manera muy parecida. 4.3.3 Last in First Out (LIFO)

El método LIFO consiste en darle salida en primer lugar al gas que lleva menos tiempo en stock. La valoración de las salidas de gas, al igual que en el caso del FIFO, se realiza sacando el gas al coste del mes del cual provenga, por lo que la formulación es análoga a la descrita en el apartado anterior. La principal diferencia radica en el orden en el que se utilizan las existencias procedentes de otros meses para cubrir la salida de gas requerida en el punto de balance. Si se planteara el mismo gráfico pero esta vez para un caso típico de LIFO se obtendría:

Figura 43: Diagrama funcionamiento LIFO. Elaboración Propia.

Siempre y cuando el nivel de ventas no sea lo suficientemente alto como para ir agotando las existencias más antiguas, el método LIFO está avocado a generar existencias procedentes de muchos meses, lo que de primeras se puede predecir que complicará el cálculo, además de dar cierta sensación de gas inmovilizado. Se comienza planteando el caso en el que se compra al mes prácticamente lo mismo que se vende, mientras que los precios del mercado suben.



enero febrero marzo abril mayo junioExistencias�iniciales�n�7 kWh 0 0 0 0 0 813.586.718Existencias�iniciales�valoradas�n�7 € 0 0 0 0 0 11.840.453Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534Existencias�iniciales�n�6 kWh 0 0 0 0 813.586.718 976.304.061Existencias�iniciales�valoradas�n�6 € 0 0 0 0 11.840.453 14.222.690Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679Existencias�iniciales�n�5 kWh 0 0 0 813.586.718 976.304.061 75.862.246Existencias�iniciales�valoradas�n�5 € 0 0 0 11.840.453 14.222.690 1.107.620Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004Existencias�iniciales�n�4 kWh 0 0 813.586.718 976.304.061 302.855.341 0Existencias�iniciales�valoradas�n�4 € 0 0 11.840.453 14.222.690 4.421.811 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 0,00000Existencias�iniciales�n�3 kWh 0 813.586.718 976.304.061 588.981.091 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�3 € 0 11.840.453 14.222.690 8.599.363 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n�2 kWh 813.586.718 976.304.061 883.956.091 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�2 € 11.840.453 14.222.690 12.906.118 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n�1 kWh 976.304.061 1.194.456.092 0 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n�1 € 14.222.690 17.439.545 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45679 1,46004 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�iniciales�n kWh 1.464.456.092 0 0 0 0 0Existencias�iniciales�valoradas�n € 21.381.654 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,46004 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000


Salidas�gas�del�mes kWh 2.250.000.000 2.587.500.000 2.458.125.000 2.384.381.250 2.336.693.625 2.435.502.384Salidas�de�n kWh 270.000.000 0 0 0 0 0Salidas�de�n�1 kWh 0 310.500.000 0 0 0 0Salidas�de�n�2 kWh 0 0 294.975.000 0 0 0Salidas�de�n�3 kWh 0 0 0 286.125.750 0 0Salidas�de�n�4 kWh 0 0 0 0 226.993.095 0Salidas�de�n�5 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�6 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�7 0 0 0 0 0 0Salidas�de�gas� kWh 2.520.000.000 2.898.000.000 2.753.100.000 2.670.507.000 2.563.686.720 2.435.502.384Costes�salidas�de�gas € 36.768.035 42.563.984 41.969.900 42.351.186 42.744.310 42.740.436Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,45905 1,46874 1,52446 1,58589 1,66730 1,75489

Existencias�finales�n�7 kWh 0 0 0 0 0 813.586.718Existencias�finales�valoradas�n�7 € 0 0 0 0 0 11.840.453Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534Existencias�finales�n�6 kWh 0 0 0 0 813.586.718 976.304.061Existencias�finales�valoradas�n�6 € 0 0 0 0 11.840.453 14.222.690Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679Existencias�finales�n�5 kWh 0 0 0 813.586.718 976.304.061 75.862.246Existencias�finales�valoradas�n�5 € 0 0 0 11.840.453 14.222.690 1.107.620Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004Existencias�finales�n�4 kWh 0 0 813.586.718 976.304.061 75.862.246 0Existencias�finales�valoradas�n�4 € 0 0 11.840.453 14.222.690 1.107.620 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 0,00000Existencias�finales�n�3 kWh 0 813.586.718 976.304.061 302.855.341 0 0Existencias�finales�valoradas�n�3 € 0 11.840.453 14.222.690 4.421.811 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 0,00000 0,00000Existencias�finales�n�2 kWh 813.586.718 976.304.061 588.981.091 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n�2 € 11.840.453 14.222.690 8.599.363 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�n�1 kWh 976.304.061 883.956.091 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n�1 € 14.222.690 12.906.118 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45679 1,46004 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�n kWh 1.194.456.092 0 0 0 0 0Existencias�finales�valoradas�n € 17.439.545 0 0 0 0 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46004 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000Existencias�finales�gas�del�mes kWh 0 0 0 0 0 18.025.922Existencias�finales�valoradas�gas�del�mes€ 0 0 0 0 0 316.335Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,75489




Figura 44: Resultados cálculos método LIFO caso 1. Como se había predicho, la antigüedad de las existencias crece de manera que en el mes de junio el stock ya se divide en gas procedente de hasta el mes m-7. Es normal pues prácticamente con el gas aprovisionado en el mes y parte de las existencias más recientes se satisfacen todas las ventas. La primera reflexión en cuanto a los costes vertidos por este método es que el coste de salida de gas va a ser muy próximo al precio del mercado pues la mayoría de las ventas se han satisfecho con el gas del mes que es el último que entró:

1,40000

1,45000

1,50000

1,55000

1,60000

1,65000

1,70000

1,75000

1,80000




Figura 45: Comparación coste de salida de gas y pecios del mercado método LIFO para caso1.

Eso en principio parece que refleja con realismo lo que está ocurriendo en el mercado y acota de cierta manera los resultados obtenidos con las operaciones, pero también da lugar a una diferencia notable entre la valoración de las salidas de gas y la valoración del stock.



1,40000

1,45000

1,50000

1,55000

1,60000

1,65000

1,70000

1,75000

1,80000



Coste�Stock

Figura 46: Comparación coste salidas de gas y coste del stock método LIFO para caso 1. Esta diferencia se acorta si las ventas disminuyen mucho, pues parte del gas aprovisionado en el mes irá a parar a las existencias. El nivel de existencias crece así como su valoración, el coste de las salidas vuelve a seguir de cerca el coste del merado. Se pueden observar los cálculos y las gráficas que muestran las tendencias comentadas:

1,450001,470001,490001,510001,530001,550001,570001,590001,610001,630001,650001,670001,69000



Coste�Stock

Figura 47: Comparación coste salidas de gas y coste del stock método LIFO para caso 2.



enero febrero marzo abril mayo junioExistencias�iniciales�n�7 kWh 0 0 0 0 0 813.586.718Existencias�iniciales�valoradas�n�7 € 0 0 0 0 0 11.840.453Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534Existencias�iniciales�n�6 kWh 0 0 0 0 813.586.718 976.304.061Existencias�iniciales�valoradas�n�6 € 0 0 0 0 11.840.453 14.222.690Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679Existencias�iniciales�n�5 kWh 0 0 0 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092Existencias�iniciales�valoradas�n�5 € 0 0 0 11.840.453 14.222.690 21.381.654Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004Existencias�iniciales�n�4 kWh 0 0 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000Existencias�iniciales�valoradas�n�4 € 0 0 11.840.453 14.222.690 21.381.654 21.813.008Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 1,46004Existencias�iniciales�n�3 kWh 0 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000Existencias�iniciales�valoradas�n�3 € 0 11.840.453 14.222.690 21.381.654 21.813.008 25.252.290Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 1,46004 1,46978Existencias�iniciales�n�2 kWh 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000Existencias�iniciales�valoradas�n�2 € 11.840.453 14.222.690 21.381.654 21.813.008 25.252.290 25.008.329Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 1,46004 1,46978 1,53219Existencias�iniciales�n�1 kWh 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000 1.583.229.150Existencias�iniciales�valoradas�n�1 € 14.222.690 21.381.654 21.813.008 25.252.290 25.008.329 25.347.293Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,45679 1,46004 1,46004 1,46978 1,53219 1,60099Existencias�iniciales�n kWh 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000 1.583.229.150 1.487.472.399Existencias�iniciales�valoradas�n € 21.381.654 21.796.414 25.252.290 25.008.329 25.347.293 25.100.087Precio�unitario�existencias�iniciales c€/kWh 1,46004 1,45893 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743


Salidas�gas�del�mes kWh 756.000.000 869.400.000 825.930.000 801.152.100 849.221.226 1.061.526.533Salidas�de�n kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�1 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�2 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�3 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�4 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�5 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�6 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�n�7 kWh 0 0 0 0 0 0Salidas�de�gas� kWh 756.000.000 869.400.000 825.930.000 801.152.100 849.221.226 1.061.526.533Costes�salidas�de�gas € 11.029.511 12.778.267 12.654.817 12.826.341 14.330.032 18.628.644Coste�unitario�salidas�de�gas c€/kWh 1,45893 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489

Existencias�finales�n�7 kWh 0 0 0 0 0 813.586.718Existencias�finales�valoradas�n�7 € 0 0 0 0 0 11.840.453Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534Existencias�finales�n�6 kWh 0 0 0 0 813.586.718 976.304.061Existencias�finales�valoradas�n�6 € 0 0 0 0 11.840.453 14.222.690Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679Existencias�finales�n�5 kWh 0 0 0 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092Existencias�finales�valoradas�n�5 € 0 0 0 11.840.453 14.222.690 21.381.654Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004Existencias�finales�n�4 kWh 0 0 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000Existencias�finales�valoradas�n�4 € 0 0 11.840.453 14.222.690 21.381.654 21.813.008Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 1,46004Existencias�finales�n�3 kWh 0 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000 0Existencias�finales�valoradas�n�3 € 0 11.840.453 14.222.690 21.381.654 21.813.008 0Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 0,00000 1,45534 1,45679 1,46004 1,46004 0,00000Existencias�finales�n�2 kWh 813.586.718 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000Existencias�finales�valoradas�n�2 € 11.840.453 14.222.690 21.381.654 21.813.008 25.252.290 25.008.329Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45534 1,45679 1,46004 1,46004 1,46978 1,53219Existencias�finales�n�1 kWh 976.304.061 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000 1.583.229.150Existencias�finales�valoradas�n�1 € 14.222.690 21.381.654 21.813.008 25.252.290 25.008.329 25.347.293Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45679 1,46004 1,46004 1,46978 1,53219 1,60099Existencias�finales�n kWh 1.464.456.092 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000 1.583.229.150 1.487.472.399Existencias�finales�valoradas�n € 21.381.654 21.813.008 25.252.290 25.008.329 25.347.293 25.100.087Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,46004 1,46004 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743Existencias�finales�gas�del�mes kWh 1.494.000.000 1.718.100.000 1.632.195.000 1.583.229.150 1.487.472.399 1.392.001.774Existencias�finales�valoradas�gas�del�mes€ 21.796.414 25.252.290 25.008.329 25.347.293 25.100.087 24.428.128Precio�unitario�existencias�finales c€/kWh 1,45893 1,46978 1,53219 1,60099 1,68743 1,75489




Figura 48: Resultados cálculo método LIFO caso 2. No son pocas las publicaciones en las que el LIFO se presenta como una forma de reducir el pago de impuestos en épocas de inflación, al entregar siempre el gas más caro los beneficios para unos precios de venta dados disminuyen. Esto supondrá un menor pago de impuestos y una ventaja por poseer más cash flow que con cualquier otro método. Pero el tercer caso analizado sirve para demostrar que esta ventaja en un determinado momento se puede anular e incluso volver en contra, si las ventas aumentan significativamente y te obligan a liquidar tus existencias más antiguas el coste al que saldrá el gas bajará por el efecto de los bajos precios de meses anteriores. Esto supondrá un aumento en los márgenes y una subida de impuestos de compensará lo ahorrado hasta ahora. Si se comparan los costes de los tres primeros meses para los tres casos estudiados, se aprecia como en el mes de febrero, mes en el que las ventas aumentan considerablemente en el caso 3, se alcanza el menor coste y por tanto se prevé el mayor margen.

1,45500

1,46500

1,47500

1,48500

1,49500

1,50500

1,51500

1,52500

1,53500

enero febrero marzo

caso�1

caso�2

caso�3

Figura 49: Comparación costes de salida de gas método LIFO para caso 1, 2 y 3

Del estudio de la tendencia deflacionista sólo merece la pena comentar que la aplicación del LIFO en ese caso supone la entrega del gas barato dejando el gas antiguo y más caro en stock. Este comportamiento parece encajar con la tendencia del mercado, los precios están bajando y los costes de salida del gas bajan. Pero ante un aumento repentino de las ventas como el que ocurre en el mes de febrero el caso 3, el coste de salida del gas puede quedar por encima del precio de mercado pues necesitas del gas antiguo y caro y satisfacer las ventas. Se puede observar en el siguiente gráfico:



1,42000

1,43000

1,44000

1,45000

1,46000

enero febrero marzo



Figura 50: Comparación coste de salidas de gas y precios de mercado para el método LIFO con precios decrecientes.

4.3.4 Comparación de los costes obtenidos por los distintos métodos.

Se van a comparar los comportamientos de cada uno de los métodos de cálculo del coste y valoración del stock en distintas situaciones. Se tomará como referencia principal para el estudio el escenario inflacionista que suele ser el más común. Si las compras realizadas por la comercializadora fueran casi suficientes para abastecer sus ventas, es decir, la rotación de existencias no fuera muy elevada, con los datos asumidos como hipótesis se llegaría a los siguientes costes:

1,400001,420001,440001,460001,480001,500001,520001,540001,560001,580001,600001,620001,640001,660001,680001,700001,720001,740001,760001,780001,80000


Coste�salidas� PM

Coste�salidas� FIFO

Coste�salidas� LIFO



Figura 51: Comparación costes de salida de gas con método FIFO, LIFO y PMP para caso 1. El gas que sale, es decir, el gas que se vende se valora a un coste más barato con el método FIFO. Esto como ya hemos dicho le va a reportar a la comercializadora más margen en sus ventas pero la pregunta a realizarse es si este coste es real o los beneficios obtenidos se están apoyando en una valoración que no refleja toda la realidad. Si se compara el valor del gas que no se vende, es decir, el que se mantiene en el stock y se considerará el almacén inicial para el mes siguiente, se obtiene lo siguiente:

1,400001,420001,440001,460001,480001,500001,520001,540001,560001,580001,600001,620001,640001,660001,680001,700001,720001,740001,760001,780001,80000


Coste�stocK�PM

Coste�stocK�FIFO

Coste�stock�LIFO

Figura 52: Comparación costes del stock con método FIFO, LIFO y PMP para caso 1. El FIFO valora con el coste más caro el stock, al quedarse el gas más caro almacenado está consiguiendo mayores márgenes pero a lo mejor se está desaprovechando una época de precios con tendencia a subir tanto para las compras como para las ventas para darle salida al gas caro.

El PM muestra el comportamiento más equilibrado si además tenemos en cuenta que el LIFO se muestra igual de extremo que el FIFO pero en sentido contrario. Se puede observar que ocurriría si los precios del mercado tendieran a bajar.



1,20000

1,25000

1,30000

1,35000

1,40000

1,45000

1,50000

1 2 3 4 5 6




Figura 53: Comparación costes de salida de gas con método FIFO, LIFO y PMP para caso 1 y precios decrecientes.

Ahora que los precios en el mercado bajan, el gas que sale es valorado por el FIFO con el coste más caro. Esto además de poder representar una dificultad para encontrar un comprador, también supone que se compense ese aumento de margen que el FIFO aportaba en el escenario inflacionista. Pero lo cierto es que lo normal será que la comercializadora con presente unas entradas de gas en el mes tan ajustadas a las salidas, que ocurriría si se vendiera menos y parte de lo comprado fuera a parar a las existencias:

1,40000

1,50000

1,60000

1,70000

1,80000





Figura 54: Comparación costes de salida de gas con método FIFO, LIFO y PMP para caso 2.



Como se puede ver la relación entre los costes se mantiene y también se aprecia como el FIFO y el PMP suelen encontrase más alineados mientras que el LIFO tiene comportamientos más extremos. Algo parecido ocurre con el coste del stock:

1,400001,420001,440001,460001,480001,500001,520001,540001,560001,580001,600001,620001,640001,660001,680001,70000


Coste�stocK�PM



Figura 55: Comparación costes del stock con método FIFO, LIFO y PMP para caso 2 Cuando las ventas son muy elevadas y la comercializadora usa tanto las entradas del mes como las la mayoría de sus existencias, el resultado que se obtiene para los tres métodos es casi idéntico en lo que se refiere al coste de salida del gas.

1,450001,470001,490001,510001,530001,550001,570001,590001,610001,630001,650001,670001,690001,710001,730001,75000





Figura 56: Comparación costes de salidas de gas con método FIFO, LIFO y PMP para caso 3.



En cambio para la valoración del stock el LIFO se vuelve a separar, pues el gas que no se ha gastado es el muy antiguo que presenta precios bastante más bajos.

0,00000

0,20000

0,40000

0,60000

0,80000

1,00000

1,20000

1,40000

1,60000

1,80000

2,00000


Coste�stocK�PM



Figura 57: Comparación costes de stock con método FIFO, LIFO y PMP para caso 3.

4.3.5 Conclusiones: elección del método a implementar. Ha llegado el momento de plantearse cual es el método más acertado para definir en el sistema de liquidaciones objeto de la presenta tesis. En realidad los dos métodos barajados son el FIFO y el PMP, pues como ya se adelantaba el LIFO no está aceptado por las normas contables. Aún así por su continua aparición en las distintas publicaciones, especialmente las americanas, pues en U.S.A el LIFO goza de mucha popularidad, se van a resumir también sus ventajas e inconvenientes. LIFO ventajas e inconvenientes:

� Reducción del pago de impuestos al reducir los márgenes obtenidos en época de inflación, lo que dota a la empresa de más cash flow.

� Los costes a los que valora las salidas de gas son los más cercanos al precio del gas del mes pues las salidas se nutren principalmente de los aprovisionamientos del mes en curso, es decir, el coste aportado por el LIFO aproxima muy bien el precio del mercado.



- En caso de aumentar mucho las ventas se dará salida al gas barato, lo que aumentará el beneficio y se perderá la ventaja conseguida en el pago de impuestos.

- Se puede llegar a costes por encima del precio de mercado si los precios tienden a bajar.

- Es un método mucho más costoso de aplicar pues está avocado a la acumulación de gas antiguo.

- Distorsiona los ratios para valorar la empresa pues los activos de esta, es decir, el almacén que dan valorados a un coste parcialmente cierto.

FIFO ventajas e inconvenientes:

� En tiempos de inflación la comercializadora consigue más margen pues saca su gas más barato.

� Como se identifica de que mes proviene el gas que se sirve, la labor de análisis del riesgo es menor. Sólo se deberán cubrir las fórmulas de los meses de los que se tenga previsto sacar gas.

� Para una comercializadora que comienza, es una forma de aumentar el valor de sus activos y por lo tanto de la empresa.

- En caso de precios altos y tendencia inflacionista se pierde la oportunidad de sacar el gas caro aunque eso redujera el margen.

- Ante una tendencia de bajada de precios de mercado el gas que se saca del almacén procede de meses de costes más altos. Llevado a un extremo puede ser dificultoso venderlo obteniendo un buen margen.

- El coste al que entregas el gas nunca es el mismo que el coste al que valoras tu stock lo que hace que siendo cierto el coste total, los costes parciales no reflejen totalmente la realidad.

- Este último motivo es el causante de distorsionar ciertos ratios al valorar la empresa.

El método FIFO parece tener una lista de convenientes e inconvenientes muy igualada, si no fuera porque la principal ventaja del FIFO (la



primera) se torna en inconveniente cuando se analiza más despacio. Precio Medio Ponderado ventajas e inconvenientes:

� El coste al que se valoran las salidas de gas es el mismo al que se valora el stock, lo que le da coherencia y verosimilitud a los resultados.

� Es el que mejor refleja la realidad física del gas pues se trata de una mercancía que una vez ha sido almacenada es imposible de diferenciar.

� Es coherente con el concepto de cesta. � Aún en el caso de separarse del precio del

mercado es el que realmente refleja el coste del gas que se posee, en ese caso, lo cierto es que el coste de tu gas se separa del mercado, cualquier otro método de mantenerlo en el mercado sería ficticio.

� Es el método más fácil de implementar. - En casos en los que se posea gas de varios

meses pasados, aumenta el esfuerzo para el análisis del riesgo pues se deberán cubrir todas las fórmulas procedentes de esos meses de existencias.

- En el caso de un gran volumen de existencias el coste medio pierde la referencia del precio del mercado.

- En la mayoría de las circunstancias el PMP reporta un menor margen.

Tras analizar los pros y los contras del FIFO y el PMP parece claro que el método que se va a elegir es el cálculo del coste del gas según el Precio Medio Ponderado. Esta decisión se basa en que mediante el PMP se cree que se aportarán los resultados más realistas pues se obtendrá en cada momento un resultado del coste que refleja el verdadero valor del gas poseído por la comercializadora.



Esto no descalifica en absoluto la utilización del FIFO pues como se exponía al comenzar este apartado, es harto difícil asegurar que con un método u otro se va a conseguir el coste verdadero.



5.- Definición

del Sistema de

Información



5.1. Descripción General del Sistema

El objeto último de la presente tesis es definir los requisitos necesarios para el desarrollo de un sistema de información que posibilite a una comercializadora el cálculo del coste del gas en los distintos puntos del sistema donde se realizan operaciones. Esto permitirá el cálculo del margen de las distintas operaciones de venta efectuadas, e incluso según el tipo de venta, poder formalizar la facturación a los clientes si esta depende del coste. Puesto que se trata de un sistema de liquidaciones, el horizonte del proceso de cálculo lo marcará los periodos de liquidación y facturación de las operaciones de gas. En el negocio del gas lo normal es realizar liquidaciones mensuales por lo que el sistema va a obtener un coste mensual del gas y calculará los márgenes obtenidos mes a mes. Como ya se justificó en el capitulo anterior, el método de cálculo del coste y valoración del stock será el Precio Medio Ponderado. Los datos manejados por el sistema tendrán desglose mensual aunque en algunos casos, como por ejemplo las nominaciones, se puede acceder también al detalle diario. La forma de trabajar del sistema consistirá en calcular el coste del gas y el margen de las operaciones para el mes de cierre, es decir, el mes en el que se realiza el proceso, y recalcular los mismos resultados para los meses anteriores en previsión de una mejor actualización de los datos. Es importante destacar que la mayoría de los datos utilizados en los cálculos del mes de cierre son estimados, por lo que el cierre será provisional hasta que se posean todos los datos reales. Este sistema de liquidaciones necesita de otros sistemas y bases de datos de los que nutrirse de información, a su vez, los resultados obtenidos por el sistema serán fuente de información para otras unidades de la comercializadora y para los procesos contables. El sistema necesita todos los datos que definen cada una de las operaciones. Toda esta información se puede encontrar en las bases de datos de la facturación, bien sea recogiendo datos reales o estimados. Para prevenir el caso en que no se posea algún precio concreto todavía desconocido para la facturación, será útil poder tomar información de los diferentes modelos de precios. Todo lo referente a la operación del sistema (nominaciones de inyección/extracción, regasificación, repartos)



se buscará en los datos de la planificación realizada por los operadores de la comercializadora Puesto que el coste de las coberturas es uno de los costes a imputar, se necesitará la liquidación de las coberturas formalizadas así como los detalles de su asignación. Todos estos datos, que se pueden considerar de origen externo, combinados con las entradas manejadas por los usuarios del sistema, se tratarán para conseguir los resultados previstos. Una foto preliminar se lo que se pretende explicar sería la que acompaña:

Figura 58: Diagrama Sistema Coste y Margen de las operaciones de gas. Elaboración propia.

5.2. Datos de Entrada

Como se adelantaba en el punto anterior, los datos de entrada se pueden agrupar en dos grandes categorías: los que provienen por el intercambio de información con otros sistemas o bases de datos y los datos maestros que aportan y gestionan los usuarios del sistema.

5.2.1 Datos estructurales aportados por el usuario. Se consideran como datos maestros los que aportan la información necesaria para tratar las demás entradas y operar con ellas. Generalmente los tendrán que facilitar los usuarios del sistema pues están estrechamente ligados con el funcionamiento del mismo.



La forma de que estos datos lleguen al sistema puede variar según el caso, desde entradas manuales a cargas de ficheros que recogen la información. La diferencia suele radicar en el volumen de datos que se deben cargar en la base datos y la frecuencia con la que se deban actualizar. Información necesaria para el sistema que se puede considerar dentro de esta categoría de datos maestros:

� Factores de conversión: El sistema debe operar en una unidad energética determinada, pero no todas las operaciones de compra o venta van a estar expresadas en esa unidad por lo que será necesario convertirlas. El sistema debe manejar los cambios entre las siguientes unidades básicas: Kwh, MMBtu, Therms.

� Constantes de Peajes: Como se avanzaba al explicar los posibles criterios de reparto de ATR, puede ser necesario recalcular un peaje para un cliente. Para ello es necesario disponer de las constantes de cálculo vigentes en el momento en el que se desean aplicar. Estas constantes de deben actualizar siempre que se publique una orden ministerial que revise los peajes vigentes.

� Maestro de instalaciones: Consiste en establecer una relación entre las distintas instalaciones del sistema y los balances que se van a calcular, para así saber cuales tener en cuenta en cada balance. Para una futura ampliación del sistema con vistas a considerar el cálculo del coste en distintos países, esta relación también podría servir para unir cada instalación con su país. El sistema considerará el siguiente maestro de instalaciones:



Figura 59: Relación instalación y balance al que aplica. Elaboración Propia.

Las instalaciones donde se puede ubicar una operación son las diferentes instalaciones del sistema gasista español más algunas plantas de generación que pueda poseer la comercializadora y que se definen como instalaciones. Se considera el caso hipotético en el que la comercializadora posee cinco ciclos combinados y tres cogeneradoras. Como se puede deducir dos de las cogeneradoras consumen GN, pero la tercera es abastecida con GNL por medio de cisternas. Se supone, además que la comercializadora esta presente en el negocio comercial, por lo que se define una instalación “Comercial” que agrupa todos los clientes comerciales domésticos e industriales. Si la comercializadora vende buques de GNL mediante operaciones de desvío,



ni la instalación de la venta ni la de la compra pertenecerá al sistema español, por lo que se debe definir una instalación ficticia llamada “Desvío” para considerarlas para el cálculo del balance de GNL.

� Criterios de reparto de ATR: Se le aportan al sistema las

directrices a seguir para poder asignar a cada venta la cantidad de ATR que le corresponde de los totales aportados por el sistema de facturación. Los criterios determinan para un determinado periodo de vigencia, que peajes aplican a cada instalación y cual es su factor de reparto.

� Criterios de los modelos de valoración de las ventas: Cada tipo de venta se valorará de una manera, la clasificación más general las divide en ventas valoradas a coste y ventas valoradas según contrato. Cuando se habla de valorar la venta, lo que se pretende obtener es el ingreso aportado por esa operación. Si una venta es valorada a coste, el ingreso a facturarle a la contraparte es igual al coste por lo que el margen es cero. Si una venta se valora según contrato, el ingreso viene determinado según lo firmado en éste y al enfrentarlo al coste dará lugar a un margen. Los criterios también deben fijar si se traspasan a la facturación de la venta los costes de ATR y coberturas. En una venta a coste se ha de traspasar todo, para las demás ventas se hará lo indicado en el contrato.

Cada criterio dará lugar a un modelo de valoración distinto, al sistema se le debe indicar para un determinado periodo de vigencia como valora la molécula cada modelo y si los costes de ATR y coberturas se traspasan en la facturación al cliente.

Figura 60: Tabla definición valoraciones de la venta. Elaboración propia.

Lo único que faltaría para que el sistema pudiera valorar las operaciones sería la relación entre tipo de venta y tipo de modelo de valoración. Para



ello, el usuario debe asociar cada tipo de venta y cada instalación con un determinado tipo de valoración.

� Relación de portfolios para el reparto de coberturas: Las

coberturas que llegan al sistema, normalmente estarán asignadas a un portfolio que se pretende cubrir. Un portfolio representa una agrupación de ventas de gas sean éstas del tipo que sean. El sistema debe poseer la correlación entre los portfolios y las distintas ventas. Portfolios comunes que se deben tener en cuenta:

� GEN: Contiene a los ciclos combinados propiedad de la comercializadora.

� COGEN: Contiene a las cogeneradoras � COM: Cubre la venta a clientes minoristas � CESTA: El resultado va al coste de GNL de ese

mes. � MAYn: Agrupación de varias ventas mayoristas.

� Reparto compras spot: Se considera una compra spot, a una compra sujeta a un contrato de corto plazo que ha surgido para satisfacer la necesidad concreta generada por una venta. Un criterio normal sería suponer que el coste de esa compra no debe alterar el coste de la cesta, por eso, tal y como se verá más adelante, su tratamiento a la hora de calcular el coste de la molécula es especial. La diferencia de coste entre el coste medio de los aprovisionamientos de largo plazo y la compra spot se debe repercutir a la venta que ha generado esa necesidad. Esta información se le da al sistema de la siguiente manera:

Figura 61: Ejemplo asignación de compras spot. Elaboración Propia.

En el ejemplo se recogen dos casos comunes: El primero de ellos trata de una compra que se va a dedicar íntegramente al consumo de unos de los ciclos combinados, por lo que debe soportar toda la diferencia de precio entre el coste de su mes de consumo y el coste de la compra. En el segundo se ha comprado un buque de GNL que se dedicará, en un 75% de



su volumen, a satisfacer una determinada venta cerrada para dos meses después. En este caso el 25% del coste restante debe ir a parar a la cesta. Estas operaciones se pueden tratar considerándolas como trading puro o tomando como referencia la cesta, esto dependerá de si se encuentran definidas como spot normal o como “Back to Back”.

5.2.2 Conexión con otros sistemas y bases de datos. Datos externos:

Para realizar la liquidación de las operaciones y el cálculo del coste del gas, es necesaria mucha información externa que posibilita definir exactamente las operaciones y todos los costes asociados a ellas.

5.2.2.1. Datos procedentes de la facturación

Una de las principales fuentes de información es la facturación, ésta puede aportar prácticamente todos los datos de las operaciones, los costes de los peajes y los costes anexos que se definieron con anterioridad. Hay que señalar que en el momento de efectuar la liquidación, muchos de las operaciones y costes referentes al mes en curso, todavía no se habrán facturado por lo que se dispondrá de una estimación que se actualizará cuando se posea el dato real, de ahí la importancia de que el sistema recalcule los meses anteriores al mes de cierre.

Datos relacionados con las operaciones: La información de las operaciones aportada al sistema por los datos de la facturación real o estimada será:

� Código de la operación: será un código auto

explicativo que diga si se trata de una compra, una venta o un intercambio logístico, determinará el tipo de gas empleado en la operación (GN, GNL, GNGNL) y la contraparte con la que se ha firmado el contrato.

� Energía: Expresa el volumen de la operación en unidades energéticas, como ya se definió con anterioridad, el sistema sólo trabajará en una unidad por lo que se deben realizar las conversiones necesarias apoyándose en los datos maestros de las constantes. En caso de la compra y venta de buques la cantidad de energía manejada es la cantidad que aparece en el informe de descarga. Para otro tipo de compras y ventas,



las realizadas en una instalación dentro del sistema, la unidad empleada para expresar la energía puede ser el Kwh/d, hay que tener en cuenta que muchas de las compras y las ventas habrán sido nominadas diariamente, en ese caso el sistema debe obtener los Kwh multiplicando por el número de días

� Precio o Importe: Para obtener valor monetario de la operación, el pago en caso de ser una compra o el abono recibido si es una venta. Lo normal es que se posean ambos datos, especialmente si el dato de facturación es real; en caso de no conocerse el importe facturado el sistema lo puede calcular adecuando las unidades y multiplicando la energía por el precio. Tanto el precio como el importe puede aparecer en diferentes monedas, el sistema debe convertirlas en euros aplicándole el tipo de cambio acordado.

� Tipo de operación: Especialmente importante para el caso de las compras, pues quedará definido si se trata de un suministro de largo plazo o de una compra spot que puede ser asignada a un cliente. Los tipos de contrato que el sistema puede encontrar serían: Largo Plazo para los suministros sujetos a estos tipos de contrato, Spot para las compras de corto plazo que se vayan a asignar a un cliente tomando como referencia la cesta, “Back to Back” para las operaciones de trading puro cuyo coste de la venta sea exactamente el coste de la compra independientemente del mes, Compra para el resto de los contratos de corto plazo que no tengan un destino determinado (su tratamiento será idéntico al de los contratos de largo plazo), Desvíos si el buque vendido no llega a España y Venta para el resto de las entregas de gas.

� Instalación: Define en que punto del sistema se realiza la operación, sirve para, junto con el código de la operación, saber en que balance hay que considerar cada compra y cada venta. La relación entre instalación y balance se definió en los datos maestros.



� Fecha de la operación: Indica cuando se realiza la operación y determina en que mes se consideran tanto para formar el coste como para valorarlas. En caso de la compra de un barco se tratará la fecha de descarga, que es la fecha en la que el gas llega al sistema español. Para el resto de operaciones, basadas en nominaciones, la fecha se debe expresar como fecha inicio y fecha fin, pues así se conoce el número de días que dura la operación y se pueden convertir los Kwh/d en Kwh. Por otro lado esta forma de presentar los datos da la posibilidad de informar en sólo una línea de operaciones que duren durante más de un mes, respetando así la forma en la que habrán sido nominadas en el SL-ATR de ENAGÁS. El sistema debe identificar los movimientos de la operación que corresponden a cada mes.

� Fecha de pago: Permitirá obtener el tipo de cambio correcto, a no ser que se haya cerrado un tipo mediante una cobertura.

Se pueden plantear varios ejemplos:

Figura 62. Ejemplo información asociada a las operaciones. Elaboración Propia.

Datos relacionados con los peajes: En cuanto a los peajes, se necesita el importe de cada uno de ellos desglosado por meses. Normalmente los costes del mes “m” serán una estimación pero se dispondrá de los datos reales facturados de los meses anteriores. Se requiere que los peajes estén desglosados en contratos de largo plazo y de corto plazo para poder asignarlos de manera distinta si se desea. El criterio normal será que los peajes de corto plazo sean soportados por el cliente que ha generado su contratación. En ese caso, el importe del peaje debe ir asociado a una venta concreta, estableciendo una relación de este tipo:



Figura 63: Ejemplo de asignación de un peaje spot. Elaboración Propia.

Lo normal es que los peajes de conducción se facturen de manera individual, pues hay un contrato para cada cliente, se debe recordar que tal y como se definió, el concepto de peaje de conducción está unido al punto de entrega. La asignación de los costes de conducción fija y variable es en principio directa. Además de los conceptos normales de peajes se manejaran otros importes derivados de la formalización de intercambios logísticos de distinto tipo de gas. Estos costes son debidos a los costes de la cadena de gas que el comercializador soporta derivados de la operación y que debe pactar con su contraparte como van a ser repercutidos; según lo que se haya acordado, darán lugar a un mayor o menor coste de ATR que se debe deducir o añadir a las cantidades consideradas en el reparto general. Un ejemplo con intención de clarificar el concepto sería el siguiente: una comercializadora formaliza un intercambio mediante el cual le dan GNL en un tanque que tendrá que devolver en un cierto tiempo en el AOC, el gas devuelto por la comercializadora ha generado un coste de regasificación y reserva de capacidad; este coste le puede ser reembolsado a la comercializadora si así lo pacta con la contraparte. Esto daría lugar a dos pequeños importes por concepto de regasificación y reserva de capacidad que aminorarían las cantidades generales de peajes. La información de peajes debe contener los siguientes datos:

� Concepto del peaje. � Importe del peaje. � Moneda: siempre será euros. � Mes al que aplica. � Destinatario en caso de un contrato de corto

plazo.

Un ejemplo de la forma que presentaría una tabla de costes de peajes y la información contendría sería la que se adjunta:



Figura 64: Ejemplo información de peajes facilitada al Sistema.

Datos relacionados con otros costes: Los costes anexos, asociados a las operaciones, también están recogidos en la facturación. Aunque estos conceptos de denominen como “Costes Anexos”, es simplemente por adoptar un nombre, pues una operación puede generar tanto costes como abonos. Se determina por tanto el siguiente criterio de signos: los costes serán cantidades negativas y los abonos cantidades positivas. Si todavía no se ha recibido o emitido la factura, siempre se podrá manejar un importe estimado o simplemente el coste no se tendrá en cuenta hasta su facturación.

� Importe: Cantidad a la que asciende el coste. Puede ser que en lugar de un coste, una operación genere un abono extra, en esa situación se jugaría con los signos.

� Moneda: Al igual que con el importe de las operaciones, los cálculos se realizan en euros por lo que cualquier otra moneda se debe convertir.

� Fecha de pago: Permite aplicar un tipo de cambio. � Operación asociada: Indica a que operación hay

que sumar este coste, pueden ir sumados tanto al coste de una compra como al de una venta.

� Fecha de devengo: A que mes pertenece ese coste.

Un ejemplo de la información recibida por el sistema sería:



Figura 65: Ejemplo información “Costes Anexos” facilitados al Sistema. Elaboración Propia.

5.2.2.2. Relación con el modelo de precios El sistema de liquidaciones necesitará el apoyo de los modelos de precios que utilice la comercializadora. Estos modelos se suelen utilizar para calcular los precios de gas firmados por contrato con los principales suministradores de largo plazo. El modelo conoce la fórmula de cada contrato y está continuamente actualizado con las curvas forward de los diferentes derivados y tipos de cambio. En el caso de que no se conozca el precio aplicable a un suministro, el sistema debe ser capaz de ir a buscarlo a un resumen de precios construido a partir de los modelos. La forma de identificar el precio será buscando por suministrador y mes del suministro. Este resumen de precios, también puede contener los precios de contratos de ventas de larga duración en el tiempo, que aplican un precio fijo a su contraparte. La manera de recuperar el precio sería de forma análoga, buscando por contraparte y mes al que aplica el precio. De esta manera se poseerá una segunda fuente de información para la valoración y cálculo del coste de las operaciones, lo que le da seguridad al sistema y disminuye su margen de error. 5.2.2.3. Datos procedentes de la planificación diaria La operación de la comercializadora dentro del sistema gasista español va a dar lugar a un elevado número de transacciones necesarias para poder calcular el coste del gas. La mayoría de estas transacciones tendrán una afección directa en el cálculo de los balances físicos y económicos en cada punto del sistema, pues son el reflejo de movimientos reales de gas por el sistema español y tienen un significado económico. La mayoría de estas operaciones están recogidas en el balance físico diario realizado por los operadores de la comercializadora y se podrán obtener de sus bases de datos. Se recogerá la siguiente información: Las existencias iniciales en cada punto de sistema, planta única, tubo y almacenamientos subterráneos, serán un dato que, mes a mes, irá



calculando el sistema de liquidaciones en los balances, pero se necesita el dato de inicio para el primer mes de cálculo. Habrá que aportar al sistema la energía en cada uno de los tres puntos y un coste para poder valorarla. Puesto que los balances de los operadores son sólo físicos, el coste se puede recuperar de la contabilidad. La nominación de regasificación, se considerará el total nominado para ser regasificado cada mes. Este dato será de aplicación para el cálculo del balance de GNL en planta única, por lo que se tomará la regasificación total suma de las nominaciones en cada una de las plantas donde opera la comercializadora. La información que se recuperará será una determinada cantidad de Kwh regasificados para un determinado mes. Las mermas de transporte, el sistema de liquidaciones recuperará de la planificación diaria la cantidad de mermas a descontar del gas que va a entrar a la Red de Transporte. El sistema recibirá una cantidad de gas expresada en Kwh para n determinado mes. Las inyecciones y extracciones de los AASS, que representan el flujo de gas nominado del AOC a los AASS y viceversa. Aunque más adelante se verá que la mejor forma de reflejar estos movimientos es neteando las entradas y las salidas del almacén en un mismo mes, el sistema de liquidaciones debe recuperar el total de las nominaciones. LA información adquirida será una cantidad total de Kwh nominados para ser inyectados en el AS en un determinado mes, así como la cantidad total de Kwh nominados para ser extraídos de un AS en ese mismo mes. Los consumos nominados en el AOC para abastecer a todos los clientes de la comercializadora que se consideran como internos, es decir, fuera del negocio mayorista. Dentro de esta clasificación tendrían cabida el suministro a las plantas de generación propias (ciclos, térmicas bicombustibles, cogeneradoras) y el suministro para las ventas minoristas de comercial si se realizan. Se recuperará para cada mes un consumo en Kwh para cada planta y para comercial. Durante el mes de cierre los consumos que se poseen no son los definitivos en ninguno de los dos casos. En el caso de las plantas de generación lo normal es que se posea la medida del consumo hasta el día d-1, utilizándose de ahí en adelante lo planificado; en el caso del consumo de comercial un dato estimado. Estos datos deben ser sustituidos a mes pasado por el consumo facturado por el distribuidor en el caso de las plantas de generación y por el consumo real que proporciona el departamento comercial.



La carga de cisternas total de todas las plantas de regasificación en caso de que a algún cliente interno se le suministre el gas en forma de GNL por medio de camión cisterna. El dato obtenido por el sistema representa un consumo mensual, en este caso de GNL, expresado en Kwh, para un determinado activo de generación o venta de comercial. Cualquier otra operación que se realice mediante carga de cisternas, que sea del tipo mayorista o intercambio logístico, aparecerá en los datos de facturación unido a la planta correspondiente. 5.2.2.4. Datos relacionados con la gestión del riesgo Para completar los costes a imputar en la valoración del gas, es necesario manejar los resultados de las operaciones de cobertura del riesgo. Lo referente al tipo de cambio se encontrará recogido en la información del FX (Forward Exchange), donde están registradas todas las compras y ventas de divisas realizadas. La información del FX no sólo sirve para obtener el resultado de las coberturas de TC. Puesto que cada cantidad, ya sea en dólares o en libras, estará unida a una operación de compra o venta de gas, esta información servirá para que el sistema pueda convertir en euros los importes de las operaciones expresados en otra moneda. Cada operación de cobertura llevará asociada una fecha de pago y un tipo de cambio spot, e irá unida al código de una operación de compra o venta de gas. El sistema sólo tendrá que recuperar el tipo de cambio asociado a cada operación, para poder convertir su importe a euros. Cada operación de cobertura lleva asociado un resultado, que como ya se ha explicado, es fácil de calcular conociendo los tipos de cambio cerrado y spot; y además, ese resultado estará asignado a una determinada venta o portfolio de los definidos en los datos maestros.

Figura 66: Ejemplo información asociada a una cobertura de TC recibida por el Sistema.

El ejemplo que acompaña quiere decir que se ha realizado una compra a un suministrador que supondrá un pago de 15.763.000 USD (importe que también aparecerá en la facturación si se refiere al pago completo), para obtener ese pago en euros habría que aplicarle el tipo de cambio spot que se indica. Además, debido a la diferencia entre el tipo de cambio cerrado y spot, esta cobertura dará lugar a un resultado económico que ha sido asignado al portfolio MAY_1, que contendrá una serie de ventas mayoristas definidas en los datos maestros; el mes de devengo indica en que mes hay que considerar ese resultado de la cobertura, que



normalmente será en mismo mes en el que se realiza la operación de venta cubierta. El dato de la fecha de pago también es necesario para el sistema, pues puede que el importe de la compra se encuentre dividido entre diferentes compras de dólares (el importe de la facturación de la compra de gas no serían los 15.763.000 USD sino una cantidad mayor). La forma de localizar los diferentes tipos de cambio a aplicar a cada tramo sería mirando su código de operación y fecha de pago asociada. La liquidación de las coberturas de producto será otra entrada a sistema. La información requerida ha de ser, el código de la cobertura por identificarla, el resultado de la liquidación con su signo (negativo si es más coste, positivo si es menos coste), la moneda de la liquidación, la fecha de pago para poder convertir el resultado si la moneda es distinta al euro, la venta o portfolio que se pretende cubrir, el mes de devengo que coincidirá con el mes de la venta cubierta. Se puede observar en el siguiente ejemplo:

Figura 67: Ejemplo información asociada a una cobertura de producto facilitada al Sistema.

En el caso del ejemplo, el sistema entendería que a la venta a los activos de generación debería imputarle en el mes de enero un mayor coste de 890.241 USD. El como se reparta este coste entre todos los activos definidos dentro del portfolio GEN, depende del criterio que la comercializadora decida que quiere establecer: a partes iguales, por consumo o según unos porcentajes predeterminados. Para posteriores agrupaciones y estudios, es de utilidad que el sistema almacene también la contraparte con al que se ha firmado la cobertura, aunque no tenga ninguna aplicación para el cálculo. Con esto quedan definidas todas las entradas necesarias para realizar los diferentes cálculos. La especificación de la forma en la que llegarán al sistema todos estos datos, se considera que debe realizarse junto con el estudio de la arquitectura del sistema, por lo que quedaría fuera de la especificación funcional objeto de esta tesis. Simplemente decir que se manejarían opciones como carga de datos manual, carga masiva para gran volumen de datos o introducción de datos por pantalla.



5.3. Procesos

Se pueden dividir los procesos en dos bloques diferenciados: un primer bloque en el que se realizan los balances físicos y económicos en cada uno de los puntos del sistema, con el objetivo de calcular el coste de la molécula de GNL y GN y un segundo bloque, en el que se valorarán las diferentes ventas para obtener su margen.

5.3.1. Cálculo de los balances físicos y económicos

Como se adelantaba en el capítulo sobre el coste del gas, se van a realizar tres balances cuyo principal resultado serán el coste de la molécula de gas. Además para realizar el seguimiento de las operaciones de intercambio por motivos logísticos, se realizará un cuarto balance para recoger los intercambios que no influyen en el coste. Los tres balances para el cálculo del coste están relacionados entre si, en primer lugar se debe calcular el balance en planta única que permite conocer el coste de la molécula de GNL en planta. Este coste además de para valorar las ventas de GNL sirve para poder valorar el gas regasificado que entrará en la red de trasporte. El coste de la molécula de GN en el AOC depende por tanto del coste en planta, y también, del coste en los almacenamientos subterráneos. El balance en los AASS determinará si el saldo de gas del mes resulta a extraer, gas que sale de los AASS dirección al AOC, o a inyectar, gas que va del AOC al AASS. En caso de que el movimiento neto sea una extracción, el coste de la molécula de GN en el AOC se ve afectada por el coste del gas que le entra desde los almacenamientos subterráneos. Si por el contrario el movimiento neto que resulta es una inyección, el coste de la molécula en el almacén se verá afectada por una entrada desde el AOC a coste del GN en el tubo.



Figura 68: Esquema relación entre balances. Elaboración Propia.

El gráfico pretende ilustrar como influye cada coste en cada balance. 5.3.1.1. Cálculo del balance en planta única

Los datos de los que se parte para el cálculo de este balance son los siguientes:

Existencias iniciales en planta única: . Son un dato de entrada para el primer mes de cálculo, en el resto de los casos serán igual a las existencias finales del mes anterior. Aprovisionamientos de largo plazo o corto plazo para la cesta:

. En esta categoría se engloban las compras de buques de GNL a los suministradores habituales de la comercializadora y las compras de GNL dentro de un tanque de las plantas de regasificación. Se toman de los datos de la facturación, se corresponderán con operaciones de código COMPRA-GNL-SUMINISTRADOR_n-…o COMPRA-GNGNL-SUMINISTRADOR_n-…, estarán unidas a una de las instalaciones asignadas en los datos maestros al balance de GNL en planta y el tipo de contrato será cesta. En el caso de los códigos COMPRA-GNGNL-…, no se recupera la operación entera sino su parte de GNL.

Compras de corto plazo para un cliente concreto: . En esta categoría se engloban las compras de buques o en tanque que se rige por un contrato de corto plazo asociado a un cliente determinado. Se



toman de los datos de facturación, se corresponden con las operaciones de código COMPRA-GNL-SUMINISTRADOR_n-…, estarán unidas a una de las instalaciones asignadas en los datos maestros al balance de GNL en planta y el tipo de contrato será spot. Costes o abonos asociados a una compra de la cesta: Se recuperan de los costes anexos de la facturación, tomando los conceptos que para el mes de cálculo estén unidos a uno de los códigos de compra. Se recuperan con su signo y se restan del importe de la compra en cuestión. Costes anexos asociados a la cesta de GNL: . Se recupera de los datos de facturación tomando los conceptos asignados a la cesta de GNL en el mes de cálculo. Coberturas asociadas a la cesta de GNL: . Se recuperan de los datos de coberturas tomando los resultados asignados al portfolio de la cesta de GNL en el mes de cálculo. Descarga de buques: . Se toma directamente de los costes de los peajes aportados por la facturación.

Ventas de GNL: . Engloban las ventas de buques de gas, tanto en la brida de conexión de una planta española, como por desvío, y también, las ventas dentro de un tanque de las plantas de regasificación. Se recuperan de los datos de facturación todas la operaciones de código VENTA-GNL-CONTRAPARTE_n-…o VENTA-GNGNL-CONTRAPARTE_N-… que vayan unidas a una instalación asociada en los datos maestros al balance GNL en planta. En el caso de los códigos VEN-GNGNL-…, no se recuperará la operación entera sino la parte que se corresponde con GNL.

Venta de cisternas: . Ventas a clientes abastecidos mediante cisternas, se toman de los datos de planificación de la comercializadora. Se recupera el volumen para el mes de cálculo y la contraparte.

Nominación de regasificación: . Se recupera de los datos de planificación de la comercializadora. Se tomará la suma de la regasificación en cada planta para ese mes. Merma de transporte: . Se recupera de los datos de planificación de la comercializadora.



Intercambios logísticos que influyen en el coste: . Serán los movimientos de intercambios logísticos cuya compra y venta se han cerrado en distintos punto del sistema o en distintos meses. Se recuperan tomando de los datos de facturación las operaciones de código INT-GNL-CONTRAPARTE_n o INT-GNGNL-CONTRAPARTE_n. Las operaciones de intercambio presentan bajo el mismo código el movimiento de compra (positivo) y el de venta (negativo), habrá que consideran en cada caso la energía con su signo. Se tomarán los intercambios con el movimiento de compra en mes que el movimiento de venta y con instalación de compra distinta a la instalación de venta. Alguna de las dos instalaciones debe estar asignada al balance de GNL en planta, entrará en el balance el movimiento asignado a esa instalación. Se hace el neto de todos los movimientos que cumplen las anteriores condiciones y se valoran al precio de las existencias finales.

Operaciones de trading puro: Recogerá las operaciones de compra y venta que se han definido como tipo de contrato “Back to Back”. Se consideran que entran a formar parte del almacén final en el mes de su formalización, si son compras engrosaran las existencias y se consideraran a su precio, si son ventas las aminoraran y entraran al coste de la compra asociada. En caso de que haya varias operaciones en un mes se considera su sumatorio respetando el signo en caso de que sean compras y ventas. El principal resultado de este balance es el coste de la molécula de GNL. Este coste, como ya se adelantaba, se calcula aplicando el precio medio ponderado entre los aprovisionamientos, las existencias y demás costes aplicables a la cesta. Hay que destacar el tratamiento de las compras spot para un cliente determinado. Si se adopta el criterio de que su precio no debe alterar el coste de la cesta, premisa que se toma en esta especificación, las compras spot deben entrar en el balance al precio medio de los aprovisionamientos para la cesta y las existencias en planta. El ajuste que genera la compra spot, resultado de comparar el coste al que se ha valorado con su precio real firmado por contrato, se debe asignar a una venta en concreto. El destinatario de ese ajuste quedó definido en los datos introducidos por el usuario del sistema.



Por criterio se define que todas las ventas de GNL se valoren al precio medio del mes, por lo que a ese coste debe salir del balance. Si son destinatarias de algún ajuste spot, se debe tener en cuenta a la hora de valorarlas para calcular su margen. El cálculo detallado del balance se puede observar en la tabla que acompaña, donde, además de los datos de entrada definidos, se pueden encontrar todos los campos calculados a lo largo del balance:





Figura 69: Especificación cálculos balance GNL. Elaboración Propia.

Los principales campos calculados son: El total de aprovisionamientos para cesta y existencias de GNL:

K Tomando sólo las compras para la cesta y las existencias se calcula un precio medio, afectado por todos los costes anexos de cesta y las coberturas, que permite valorar las compras spot.

El total de GNL antes de ninguna venta: L . Recoge el total de gas con el que se cuenta en la planta para poder abastecer las ventas, su coste medo es igual al del concepto anterior y será el coste de la molécula de GNL objeto del cálculo.

El total de GNL después salidas: M .Una vez descontadas las salidas al coste medio del mes, el gas que te queda es el disponible para satisfacer la nominación de regasificación.

El total de salidas de la planta: N .Este gas se corresponderá con el gas a la entrada de la Red de Transporte. La nominación de regasificación se ve afectada por las mermas, por lo que al perderse un poco de gas el coste unitario de este subirá un poco.

Existencias finales en planta: .

Almacén final: O . Resultado de unir las existencias finales con los intercambios y las posibles operaciones de trading puro. Serán las existencias iniciales del próximo mes. 5.3.1.2. Cálculo del balance de GN en tubo

El orden en el que se realizan los balances es el mismo que el de los movimientos del gas a lo largo de su cadena de valor, de manera que, una vez realizado el balance en planta, se pasa a calcular el balance en el AOC. Para ello se utilizan los datos de entrada a la Red de Transporte,



tanto su energía como su valoración, que se obtuvieron como resultado del balance en planta. Las entradas que se manejarán en el balance de AOC son por tanto las siguientes:

Existencias iniciales en el tubo: . Son un dato de entrada para el primer mes de cálculo, en el resto de los casos serán igual a las existencias finales del mes anterior.

Entradas a la Red de Transporte: . Datos resultados del balance en planta.

Compras de GN para la cesta: . En esta categoría se engloban las compras de GN realizadas a distintas contrapartes en el AOC, en algunas de las conexiones internacionales o en un almacén subterráneo. Se toman de los datos de la facturación, se corresponderán con operaciones de código COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_n-…o COMPRA-GNGNL-SUMINISTRADOR_n-…, estarán unidas a una de las instalaciones asignadas en los datos maestros al balance de GN en tubo y el tipo de contrato será cesta. En el caso de los códigos COMPRA-GNGNL-…, no se recupera la operación entera sino su parte de GN.

Compras de corto plazo para un cliente concreto: . En esta categoría se engloban las operaciones que siendo se naturaleza similar a las anteriores se han firmado para abastecer a un cliente concreto. Se toman de los datos de facturación, se corresponden con las operaciones de código COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_n-…y COMPRA-GNGNL-SUMINISTRADOR_n-…, estarán unidas a una de las instalaciones asignadas en los datos maestros al balance de GN en el AOC y el tipo de contrato será spot. Costes o abonos asociados a una compra de la cesta de GN: Se recuperan de los costes anexos de la facturación, tomando los conceptos que para el mes de cálculo estén unidos a uno de los códigos de compra de GN. Se recuperan con su signo y se restan del importe de la compra en cuestión.



Costes anexos asociados a la cesta de GN: . Se recupera de los datos de facturación tomando los conceptos asignados a la cesta de GN en el mes de cálculo. Coberturas asociadas a la cesta de GN: . Se recuperan de los datos de coberturas tomando los resultados asignados al portfolio de la cesta de GN en el mes de cálculo.

Extracciones de los almacenamientos subterráneos: . Son una entrada más al AOC. Se considera el neto de los movimientos del almacén si éstos salen a extraer. Las inyecciones y extracciones se toman de la planificación.

Ventas de GN: . Engloban las ventas de GN realizadas a diferentes contrapartes en el mismo AOC, exportaciones mediante las conexiones internacionales o ventas en un almacenamiento subterráneo. Se recuperan de los datos de facturación todas la operaciones de código VENTA-GN-CONTRAPARTE_n-…o VENTA-GNGNL-CONTRAPARTE_N-… que vayan unidas a una instalación asociada en los datos maestros al balance GN en AOC. En el caso de los códigos VEN-GNGNL-…, no se recuperará la operación entera sino la parte que se corresponde con GN.

Consumos de activos propios: . Reflejan el gas consumido por cada una de las plantas de generación propiedad de la comercializadora. El dato se toma de las nominaciones recogidas en la planificación diaria realizada por los operadores de la comercializadora. Los datos recuperados un día d contendrán medidas en planta hasta el día d-1 y planificación para el resto del mes, se considera que el consumo es el definitivo cuando ha sido sustituido por el facturado por la distribuidora. Se recupera el consumo mensual de todas las instalaciones que en los datos maestros aparecen unidas al balance de GN en el AOC.

Consumo de los clientes de comercial: . Refleja el gas que se ha vendido al negocio comercial para que abastezca a sus clientes, primero se maneja un consumo estimado que aparece en la planificación y la información real de este consumo se recibe directamente del departamento comercial.



Inyecciones en los almacenamientos subterráneos: . Las inyecciones a los AASS representan otra de las salidas del AOC, se tomará en neto de los movimientos del almacén si éste sale a inyectar. Los datos de las inyecciones y las extracciones se toman de la planificación.

Intercambios logísticos que influyen en el coste: . Serán los movimientos de intercambios logísticos cuya compra y venta se han cerrado en distintos punto del sistema o en distintos meses. Se recuperan tomando de los datos de facturación las operaciones de código INT-GN-CONTRAPARTE_n o INT-GNGNL-CONTRAPARTE_n. Al igual que de especificó para el balance en planta, las operaciones de intercambio presentan bajo el mismo código el movimiento de compra (positivo) y el de venta (negativo), habrá que consideran en cada caso la energía con su signo. Se tomarán los intercambios con el movimiento de compra en un mes distinto que el movimiento de venta y con instalación de compra distinta a la instalación de venta. Alguna de las dos instalaciones debe estar asignada al balance de GN en AOC, entrará en el balance el movimiento asignado a esa instalación. Se hace el neto de todos los movimientos que cumplen las anteriores condiciones y se valoran al precio de las existencias finales.

Operaciones de trading puro: . Al igual que con el GNL, en el balance de GN también pueden aparecer compras y ventas unidas inequívocamente y que deben influir en el almacén total pero no en el coste del mes. De igual manera se tomará el neto de las compras y las ventas de GN que se hayan definido como “Back to Back”, de manera que las compras aumentan las existencias y las ventas las disminuyen, se consideraran las compras a su precio y las ventas al coste de las compras asociadas. El principal resultado de este balance es el coste de la molécula de GN, además del cálculo del almacén final de gas a partir del cual se comenzará el cálculo al mes siguiente. También en este caso el coste del gas se calcula aplicando el precio medio ponderado entre los aprovisionamientos, las existencias y demás costes aplicables a la cesta. Para el caso de las compras de GN spot se mantiene el mismo tratamiento que en el caso en planta. Dichas compras entrarán al balance sin afectar al coste de la cesta para dar lugar a un ajuste que se aplica a la venta que ha causado la necesidad. Si se ha definido la compra de corto plazo como una compra de “Back to Back”, la compra y la venta, cada uno en su mes,



se consideran con el coste definido a al hora de calcular el almacén final, pero no influyen en el cálculo del coste del mes. Todas las ventas que se producen en el AOC se valoran al coste medio del mes y se le sumará el ajuste spot en caso de que lo lleven. Las ventas que pertenezcan a una transacción de trading puro se valoran directamente al coste de compra y se deducen al calcular el almacén final. En el cuadro que acompaña se pueden observar los cálculos realizados en el balance de GN en el AOC:





Figura 70: Especificación cálculo balance GN en tubo. Elaboración Propia.

Los principales campos calculados son: Total de las compras, las existencias y la entrada a Red de Transporte:

Es el total de gas disponible en el AOC considerando las existencias de otros meses, las compras del mes para cesta, el gas que viene de planta y el sacado de los AASS. El coste unitario de este gas determina el coste de referencia para considerar las compras spot para un cliente.

Total GN antes salidas: Ente caso también se consideran las compras de corto plazo para un cliente, las cuales se

valoran al precio unitario calculado en el punto anterior

Total salidas de GN del AOC: Recoge todas las entregas de gas que se producen en AOC, abastecimiento a los activos, ventas mayoristas e inyecciones a los AASS. Se valoran al precio del total

del gas disponible en el AOC:

Existencias finales en tubo: .

Almacén final: O . Resultado de unir las existencias finales con los intercambios y las posibles operaciones de trading puro. Serán las existencias iniciales del próximo mes. 5.3.1.3. Cálculo del balance en almacenamientos subterráneos Este balance muestra el movimiento de gas en los almacenes subterráneos debido a las inyecciones y extracciones. Como ya se ha podido observar en los anteriores apartados, de este balance se obtendrán datos necesarios para el balance en tubo, como es el coste al que considerar las extracciones; por otro lado, este balance se verá afectado por el coste calculado en el AOC en el caso de darse inyecciones en los AASS.



La complejidad de este balance es menor que la de los dos anteriores. El cálculo consiste en partir de unas existencias iniciales valoradas a un precio para obtener unas existencias finales que son resultado de sumar las inyecciones valoradas al coste del AOC y restar las extracciones valoradas al coste de las existencias iniciales en AASS. El tratamiento de las extracciones e inyecciones podría complicar la resolución del balance si se consideraran todos los movimientos físicos nominados en un mes. Hay que tener en cuenta que, debido a la gestión del almacén, a lo largo de un mes habrá días en los que se extraiga y días en los que se inyecte, y que ambos movimientos se valoran a distintos costes que son resultado de balances distintos pero relacionados entre si. Para evitar problemas de infactibilidades en el cálculo se deben adoptar criterios como el de suponer que siempre se extrae antes que se inyecta o como el planteado en esta especificación, que plantea los movimientos en los almacenes como un neto de extracciones e inyecciones. Esto quiere decir que si en un mes se extrae más que se inyecta se obtendrá un neto de extracción negativo resultado de considerar las suma de los movimientos de extracción como negativos y los movimientos de inyección como positivos; en el caso contrario, en el que se inyecta más que se extrae, se obtendrá un neto de inyección positivo. Las principales variables tratadas en el balance en AASS son las siguientes:

Existencias iniciales en los AASS: . Son un dato de entrada para el primer mes de cálculo, en el resto de los casos serán igual a las existencias finales del mes anterior.

Neto de extracción: . El resultado de sumar los movimientos de extracción e inyección recuperados de la planificación con su signo da un número negativo, es decir, da una extracción. Se valora al precio de las existencias iniciales.

Neto de inyección: . El resultado de sumar los movimientos de extracción e inyección recuperados de la planificación con su signo da un número positivo, es decir, da una extracción. Se valora al precio del gas que sale del AOC.



Existencias finales en los AASS: . Son un dato calculado, resultado de sumar a las existencias iniciales el neto de inyecciones y restarle el neto de extracciones. Intercambios logísticos que influyen en el coste:

. Se recoge el neto de los movimientos realizados en un almacén subterráneo. Sólo se consideran los intercambios realizados en distintos puntos del sistema o en distintos meses. Se valoran al coste de las existencias finales.

Almacén final . Campo calculado resultado de sumar a las existencias finales el neto de los intercambios con su signo. Se considerarán las existencias iniciales del mes siguiente. En el siguiente cuadro se puede ver la lógica del cálculo:

Figura 71: Especificación balance GN en AASS. Elaboración Propia.

5.3.1.4. Cálculo del balance de intercambios logísticos

El objetivo de este balance es controlar que todos las operaciones de intercambio con motivos logísticos se netean para dar un saldo de almacén cero.



Como ya se ha explicado en el apartado dedicado a los intercambios logísticos, el tratamiento de estas operaciones se va a abordar de una manera poco convencional y no muy extendida en el negocio del gas pero que refleja la realidad de los intercambios logísticos. Se distingue entre los intercambios logísticos que no afectan en el coste de la cesta de gas y los que si contribuyen a su formación. Los primeros serán todos aquellos intercambios cuyo movimiento de venta y de compra se ha formalizado en el mismo punto del sistema y en el mismo mes, es decir, la molécula del gas prestado vale exactamente igual que la del gas devuelto. Estos intercambios son los recogidos en el balance que ocupa este punto de la especificación, se recuperan de la información aportada por la facturación y serán un conjunto de movimientos de compra y venta que resulten en un almacén nulo. Los intercambios logísticos que sí dejan un rastro en la formación del coste de la cesta, ya se definió que son aquellos cuya compra y venta se realiza en distintos puntos del sistema o en distintos meses. Esto se traduce en que el gas prestado no cuesta lo mismo que el gas devuelto puesto que el coste de la molécula de gas depende del punto de balance y cambia todos los meses. Estas operaciones se consideran en el balance al que pertenezcan, en el mes en el que se produzcan, al coste de las existencias finales del mes, tal y como se ha venido indicando en la especificación de los balances. Este balance carece de existencias iniciales y finales, las variables que se manejan son las siguientes:

Movimientos de compra: Recoge los movimientos positivos de las operaciones recuperadas de la información de facturación que tienen un código del tipo INT-GN-…, INT-GNL-…o INT-GNGNL-…, que cumplen que la compra (cantidad positiva) y la venta (cantidad negativa) se producen en el mismo mes y en la misma instalación sea cual sea esta. Se valoran a un precio simbólico pactado con la contraparte que será igual para la compra que para la venta y que también se recupera de los datos de facturación.

Movimientos de venta: Recoge los movimientos negativos de las operaciones recuperadas de la información de facturación que tienen un código del tipo INT-GN-…, INT-GNL-…o



INT-GNGNL-…, que cumplen que la compra (cantidad positiva) y la venta (cantidad negativa) se producen en el mismo mes y en la misma instalación sea cual sea esta. Se valoran a un precio simbólico pactado con la contraparte que será igual para la compra que para la venta y que también se recupera de los datos de facturación. Para cada mes se ha de cumplir que:

5.3.2 Cálculo de los repartos de costes: peajes, coberturas y costes anexos.

A lo largo de todo el proceso que se ha definido hasta el momento se han asignado diversos costes a la totalidad de la cesta o a las compras que las componen, el reparto que se aborda en el presente punto trata de asignar los costes que van unidos a las diferentes ventas que más adelante se van a valorar. Reparto de los costes de peajes: Mediante los datos estructurales introducidos por el usuario se le han definido al sistema unos criterios de reparto de peajes para cada tipo de venta. Por otro lado la facturación aporta un importe real o estimado, dependiendo del mes, para cada concepto de peaje a repartir. El objetivo de esta parte del cálculo es obtener que cantidad de cada peaje le corresponde a cada venta del mes. La información recibida de facturación se clasificará en:

� Importes de peajes de largo plazo: son costes asignables a todas las ventas según criterio pues responde a los contratos de capacidad generales.

� Importes de peajes de corto plazo: estos importes van unidos a una venta en concreto para la que se ha contratado esa capacidad extra del peaje en cuestión.

� Conducciones: Son propias de cada venta pues así están firmados los contratos.

� Costes adicionales derivados de los intercambios: Los intercambios logísticos de distinta naturaleza de gas, pueden dar lugar a un mayor o menor coste de ATR tal y como se explicó al definir las entradas de los costes de peaje.



Por tanto lo primero que debe hacer el reparto es recuperar todas las cantidades que encuentre en la facturación de un mismo mes para cada peaje y sin considerar los importes de corto plazo ni las conducciones, es decir sin considerara los importes unidos a un cliente en concreto. Realizando un sumatorio de las cantidades recuperadas de esta manera, se obtendrá el total de coste de peajes a repartir entre las diferentes ventas según el criterio marcado para cada cliente. Utilizando los datos de peajes aportados anteriormente como ejemplo, se puede reproducir como sería el proceso de cálculo:

Figura 72: Ejemplo información referente a los peajes facilitada al Sistema. Elaboración Propia.

En una primera fase del reparto el sistema recuperaría los conceptos que no estuvieran unidos a ningún destinatario, para el mes de febrero y bajo el concepto de Regasificación fija recuperaría: 1.245.879 € que se corresponde con la capacidad de regasificación contratada para atender a la nominación de todos los clientes y –100.000 € a deducir del total por el reembolso del ATR generado por un intercambio logístico. Esto daría un total de 1.145.879 € en concepto de regasificación fija a repartir según criterio entre los clientes que corresponda. Los participantes en este reparto y el factor a utilizar de entre los definidos, se recupera de los datos estructurales. Este mismo proceso se debe repetir para todos los conceptos de peajes en cada mes. Además se puede observar que aparecen ciertos importes unidos a un determinado cliente, por ejemplo la Cogeneradora 3 lleva asociados 20.000 € de Carga de Cisternas Fija, este coste responde a un contrato de



ATR spot contratado para satisfacer una necesidad propia y puntual, por lo que se le debe asignar directamente. La Cogeneradora 3 habrá entrado a formar parte en el reparto de las cantidades generales de carga de cisternas, dependiendo de lo que se haya indicado en las tablas de criterios de los datos estructurales. De igual manera también se asignan de manera directa los conceptos de conducción fija y variable, pues existe una relación univoca entre este importe y el cliente suscrito a ese contrato. En este ejemplo el Ciclo Combinado 1 tiene contratada una conducción que le supone un coste de 258.000€ en concepto del término fijo y 125.789 € por el término variable. Si en un mes un determinado cliente recibe más de un importe par un mismo concepto de peaje, su coste total será el sumatorio de los importes. El objetivo final es obtener para cada cliente y en cada uno de los mese de cálculo, el coste que le corresponde por cada uno de los conceptos de peaje facturables. Merece una especial explicación el caso en el que el factor de reparto que se debe aplicar es “Recálculo del peaje”. Como se explicó al definir los posibles criterios de reparto, este recálculo pretende asignar a un cliente de consumo muy estable el coste exacto que ha generado, sin influirlo por las posibles variaciones de consumo que puedan presentar otro tipo de clientes. La forma de proceder en este caso sería la siguiente, si para un determinado cliente y un determinado peaje, se encuentra en los datos estructurales que le corresponde “Recálculo del peaje”, el sistema deberá realizar el cálculo exacto del peaje que le corresponde utilizando las constantes definidas por la normativa y el consumo real del cliente. Una vez obtenido este importe se le asignará al cliente y se deducirá de las cantidades generales a repartir. Hay que tener presente que sólo se pueden recalcular los conceptos de peaje fijos, que son los calculados en base a la capacidad contratada y donde se podría dar que un cliente que se ajusta siempre a su capacidad prevista esté soportando el sobrecoste de otro que la infrautiliza. Los términos variables se repartirán en función al consumo. Esta forma de actuar obliga a que al comienzo del reparto se compruebe si alguno de los clientes posee el criterio “Recálculo del Peaje”. Un ejemplo concreto sería el que sigue: en las tablas de criterios se encuentra que el Cliente_1 (puede ser una planta de generación, el cliente comercial o una venta mayorista) tiene asignado el criterio “Recálculo del



Peaje” para el concepto Reserva de Capacidad. Este peaje se calculaba según se detalló en el apartado de los peajes como:

� � )/(/)//(€ max díakWhQmesdíakWhTvRC �� El sistema tomará para el recálculo de la Reserva de Capacidad el consumo real del cliente, lo dividirá entre el número de días del mes y le aplicará el coeficiente fijado por la normativa. Hay que tener en cuenta que la comercializadora poseerá un contrato de transporte para una determinada capacidad total donde se engloba la de cada uno de sus clientes, pero si el consumo del CLIENTE_1 es tan estable como se supone, su consumo real puede representar su capacidad prevista. Reparto de los resultados de las coberturas: Como ya se ha explicado, dependiendo de la estrategia seguida por la comercializadora a la hora de gestionar el riesgo de sus operaciones, se van a formalizar determinadas operaciones de cobertura de las que se desprenderán unos resultados. Estos resultados, positivos y negativos, representaran respectivamente un ingreso o un coste para la partida cubierta. La liquidación de las coberturas llegará al sistema como un dato de entrada aportado por terceros, al igual que a que operaciones hay que imputarle el resultado de cada una de ellas y en que mes. De antemano se decide que los resultados van a estar asignados a alguna de las ventas o a la cesta de gas de comercializadora; de la primera forma el resultado sólo repercutirá en la venta designada y de la segunda se alterará el coste de cesta lo que se repercutirá en todas las ventas. Como se adelantaba a especificar los datos de entrada, lo normal es que las coberturas se den asignadas a un portfolio o cartera de clientes. Los integrantes de cada portfolio se encuentran definidos en los datos estructurales y se fija el criterio de que el resultado se les repartirá de manera proporcional a su consumo. Uno de los portfolios puede ser la cesta de GNL o de GN, en caso de darse esta situación, el coste de la cobertura pasaría a considerarse en el balance que correspondiera. También existe la posibilidad de que la operación de cobertura esté asignado a un cliente o venta en concreto, en caso de darse esa relación inequívoca, el mayor o menor coste de la cobertura se le repercutiría a la venta en cuestión. Un ejemplo de los datos que se podrían manejar y cual sería el planteamiento se muestra a continuación:



Figura 73: Ejemplo numérico de coberturas de producto asignadas a distintas ventas. Elaboración Propia.

Aparecen varias coberturas identificadas por un código explicativo que indica si son de producto o divisas y permite identificarlas mediante una numeración. Cada una de esos códigos va unido a un importe, resultado de la cobertura, que puede estar expresado en distintas monedas pero que ayudándose de la fecha de pago debe ser transformado a euros. A su vez cada importe está unido a una partida cubierta y a una fecha de devengo, que representan a quién hay que asignarle el resultado y en que mes. En el ejemplo que se está analizando se recupera que al portfolio GEN1 se le debe asignar un menor coste (es un ingreso) de 300.000 $ en el mes de marzo. Para poder transformar el importe a euros se debe buscar el tipo de cambio a aplicar sabiendo el día que se pagarán. Buscando en los datos maestros cargados por el usuario, se puede encontrar que el portfolio GEN1 está formado por: Ciclo combinado 1, Ciclo Combinado 2 y Cogeneradora 1. Los 300.000USD se repartirán entre estos tres activos proporcionalmente a su consumo del mes de marzo. Algo parecido ocurre con la cobertura de producto asignada a GEN2, se debe repartir entre sus integrantes, Cogeneradora 1, Cogeneradora 2 y Ciclo 3, un mayor coste de 450.000USD en el mes de abril. Se debe tener en cuenta que un mismo cliente puede estar en varios portfolios y que puede recibir varios importes de coberturas en un mismo mes, para calcular el coste total a imputarle por coberturas habrá que realizar el sumatorio se cada uno de esos importes. Por otro lado se observan algunas asignaciones directas, existen tres ventas, dos de GNL y una de GN, a las que se le deben imputar directamente los resultados de las coberturas que le aparecen asignadas en los mese que se indican. De manera similar se actuará con la cobertura asignada a la venta de comercial, a quién se le imputará un menor coste de 875.390 € en el mes de junio.



El objetivo de este reparto es obtener para cada mes el total de coberturas a asignar a cada venta o cliente, se separarán los totales en coberturas de producto y tipo de cambio pues su identificación es inmediata mediante su código. Reparto de otros costes anexos: En caso de que el sistema mediante la facturación haya recibido algún otro coste imputable a alguna de las operaciones su asignación será directa y univoca. En este punto ya carecen de interés los costes asociados a la cesta o a alguna compra pues habrán sido recuperados y asignados en el cálculo de los balances, el sistema debe ahora prestar atención los costes, mayor coste si negativos y menos coste si positivos, que ha sido asignados a una venta en concreto. Como resultado de estos repartos de costes se obtienen todos los importes imputables a una venta por concepto de ATRs, gestión del riesgo y costes anexos. Todos estos costes junto con el coste de la molécula representan el coste total de las operaciones de venta, dato necesario a la hora del cálculo de su margen. 5.3.3 Valoración de los distintos tipos de ventas y cálculo del margen. El objetivo final del sistema de liquidaciones de gas es la valoración de las distintas ventas realizadas en un mes, para poder realizar el cálculo del margen aportado por cada una de ellas. La valoración de una venta consiste en el cálculo de los ingresos generados por ésta, es decir, de la cantidad facturable al cliente. Se realizará una valoración por cada entrega de gas, es decir, una valoración por cada planta de generación que se posea, una valoración por cada código de venta mayorista y una valoración conjunta para todo el negocio de comercial. Las ventas se valoran siguiendo distintos criterios que ya se definieron al tratar los datos maestros, además debe existir una relación que asocie cada venta con un tipo de valoración. La primera asociación que se debe realizar es unir cada instalación con un tipo de venta, en el caso del abastecimiento de gas a activos de generación propios, tal relación no es necesaria pues cada uno de los activos representan en si mismo una instalación que se podrá unir a un tipo de venta. Lo mismo ocurre para la venta a comercial, que se definió como



una instalación ficticia del sistema. Las instalaciones y tipos de ventas que restan por identificar son las que siguen:

� Ventas mayoristas GNL: las ventas de GNL realizadas en las bridas de conexión con los tanques, en los propios tanques o en la instalación ficticia “Desvíos”.

� Ventas mayoristas GN España: las ventas de GN realizadas en la instalación AOC o en un almacenamiento subterráneo.

� Exportaciones GN: las ventas de GN realizadas en alguna conexión internacional (CI Badajoz, CI Larrau, CI Euskadour, CI GME)

� Ventas mayoristas mixtas: las ventas de GN y GNL, se componen de movimientos de GNL realizados en las bridas de conexión o en los tanques y de movimientos de GN en el AOC o en un almacén subterráneo.

Para definir el criterio de valoración de cada una de las ventas contamos con tres variables: a que precio se valora la molécula, es decir, el precio aplicable a la cantidad de gas vendido; si se traspasa a la facturación al cliente algún coste de peajes o incluso algún resultado de las operaciones de cobertura. Estos detalles no se deciden arbitrariamente sino que están fijados en el contrato de venta. Según lo definido se contará con tres criterios de valoración de molécula principales: molécula valorada a coste de GNL, molécula valorada a coste de GN y molécula valorada a precio fijado por contrato. Dependiendo de la dificultad de los contratos, este tercer tipo se puede ver obligado a desdoblarse en varias categorías debido a la dificultad de parametrizar toda la casuística posible.

El siguiente cuadro recoge toda la información necesaria para sentar el criterio de valoración:



Figura 74: Tabla de asociación instalación, tipo de venta, tipo de valoración. La venta de comercial se valora aplicando el precio del contrato firmado con los clientes, pero esta venta puede presentar una complejidad mayor que el caso general pues la distribución de los clientes comerciales puede ser muy variada, los clientes pueden estar divididos en diferentes carteras con distintos precios. Para no complicar la especificación con los



diferentes enfoques de este negociado se recoge un caso general en el que se aplica un solo precio a todo el volumen de negocio. Los cálculos que implican cada una de las tres formas de valorar la molécula son los siguientes:

� Tipo 1: molécula valorada al coste de GN. Se recuperará el consumo del cliente valorado y se le aplicará el coste de GN calculado en el balance AOC.

� Tipo 2: molécula valorada al coste de GNL. Se recuperará el consumo del cliente valorado y se le aplicará el coste de GNL calculado en el balance en planta única.

� Tipo 3: molécula valorada al precio que marca el contrato. Se recupera el consumo de la venta valorada y se le aplica el precio de su contrato que se encontrará entro los datos aportados por la facturación.

En los tres casos el consumo del cliente o de la venta a valorar ya ha sido utilizado en los balances por lo que el sistema ya lo ha tenido que recuperar de entre los datos de entrada. En el tercer caso el parámetro de búsqueda para recuperar el precio a aplicar será en código de la operación. Para completar los ingresos de la venta habría que sumar los costes de ATR y coberturas según se indique en la definición del criterio. Hasta aquí el sistema ha calculado el importe facturable por la venta, es decir, los ingresos. Con el objetivo de obtener el margen es necesario calcular el coste asociado al gas vendido. El sistema ya dispone de todos los costes a imputar a una venta, sólo deberá recopilarlos. Se distinguirán cuatro tipos de coste fundamentales que se sumaran para dar el coste total: el coste de la molécula vendida, el coste de peajes, el coste de las operaciones de cobertura y otros costes anexos. El único coste que entraña cierta dificultad será el cálculo del coste de la molécula, pues identificar los otros se reduce a recoger el resultado de los repartos y asignaciones que han sido detallados en los puntos anteriores. Para calcular el coste de la molécula el sistema debe identificar la venta en el balance que aparezca y valorarla al mismo coste que se considero en ese momento. Hay que tener en cuenta que si la venta fue destinataria de



una compra spot y por tanto de un ajuste económico, al coste de la molécula considerado en el balance se le debe sumar dicho ajuste para la valoración. Se recupera el punto concreto de los balances donde aparecen los costes a considerar con intención de aclarar la dinámica.

Figura 75: Detalle cálculo del coste de una venta para la obtención de su margen. Elaboración Propia.

Ya que se conoce como obtener cada una de las variables del cálculo del margen se puede especificar como será la estructura del cálculo realizado para cada operación.

Figura 76: Especificación cálculo del margen asociado a una venta. Elaboración Propia. Existe una peculiaridad en el caso de las ventas mixtas de GN y GNL, en ese caso, en un mismo modelo de valoración entraran a tomar parte dos



costes: el coste de GN para valorara los movimientos realizados en AOC o AASS y el coste de GNL para los movimientos realizados en las bridas o en las plantas. De igual forma los ingresos también se calcularían utilizando dos precios distintos, uno para la parte de GN y otro para la parte de GNL. El resto del modelo sería común.

Figura 77: Detalle especificación cálculo del coste en caso de una venta mixta (GN-GNL). Elaboración Propia.

5.4. Resultados obtenidos por el Sistema

5.4.1 Salidas del sistema

El presente sistema de liquidaciones tiene como objeto realizar los cierres mensuales de gas, debido a la actualización de datos cada mes se calculará el mes en cierre y se recalculará desde los n meses anteriores, decidiendo n el usuario. Lo normal es que se actualicen todos los meses del año de cálculo. Si por ejemplo se está cerrando el mes de mayo del 2009, lo normal sería recalcular desde el mes de enero del mismo año, considerando el 2008 cerrado definitivamente. Si por el contrario se estuviera cerrando enero del 2009, se debería tener la opción de decidir desde que mes del 2008 se quiere recalcular. Esta forma de operar dota al sistema de mucha flexibilidad para absorber las posibles actualizaciones de datos que en algunos casos se pueden remontar varios meses, en especial cuando se trata de consumos que han sido discutidos al distribuidor o costes que han estado en reclamación. Por otro lado esto obliga al que el sistema deba poseer un robusto control de versiones para siempre poder acceder a los resultados que en su día se consideraron cierre oficial y que se contabilizaron. Cada vez que se ejecute, el sistema debe obtener las siguientes salidas para los meses en cálculo:

� Cada uno de los balances (planta única, AOC, AASS

e intercambios logísticos) de donde se obtendrá como resultado el coste del gas cada uno de los mese y el almacén final de gas del que se partirá el mes siguiente.



� Los repartos de costes de peajes y coberturas para las ventas, es en realidad un resultado intermedio necesario para el cálculo del margen, pero de una importancia y volumen suficiente para considerarlo un resultado en si mismo.

� La valoración de las ventas, el cálculo de los ingresos aportados por cada venta. Estos ingresos representan la facturación al cliente, aunque generalmente vienen definidos por un precio fijado por contrato, hay ciertos casos en que la facturación se apoya en el coste del gas del mes (valoración Tipo 1 y Tipo 2), en estos casos la facturación a dichos clientes es otro de los resultados del sistema.

� Cálculo del margen, puesto que se poseen los ingresos y el coste total de todas las ventas se puede obtener el margen. Los márgenes se calculan para cada entrega de gas pero se deben agrupar por tipos de ventas: margen de las entregas a generación (gas suministrado a las plantas de generación propiedad de la comercializadora), margen de la venta a comercial, margen de las ventas mayoristas de GNL, margen de las ventas mayoristas de GN, margen de las exportaciones de GN y margen de las ventas mixtas de GN-GNL.

5.4.2 Aplicación de los resultados obtenidos

Además de la utilización de los resultados para formalizar la facturación de algunos clientes, existen otras dos aplicaciones de la información obtenida que cierran el proceso de liquidación de las instalaciones. La primera de ellas consiste en emplear los resultados obtenidos por el sistema como fuente de información para la contabilidad. Datos como el cálculo de los diferentes almacenes, la imputación de los distintos costes y la liquidación en sí de las operaciones debe quedar reflejados mes a mes en los diferentes cierres contables. Esto obliga a que el sistema funcione en sintonía tanto en criterios, como en desglose y detalle de la información, con los procesos y sistemas encargados de controlar la contabilidad. Por otro lado los cálculos realizados por el sistema ofrecen la posibilidad de poder analizar como han sido los resultados económicos obtenidos. La base de datos del sistema poseerá los datos necesarios para poder elaborar



todo tipo de estudios e informes. Con el objetivo de facilitar esta función, cobra mucha importancia la organización de la base de datos, el desglose y detalle de la información manejada. Para poder así acceder a un nivel de detalle lo suficientemente exhaustivo y a su vez poder mostrar los resultados de manera general agrupados en grandes categorías. La información no se puede organizar de la misma manera, por ejemplo, para analizar la evolución del coste de la cesta de gas a lo largo de los meses, que para informar del margen total obtenido con las operaciones de venta de gas.

5.4.3 Ejemplo de los resultados obtenidos. Caso Práctico

Se va a analizar un ejemplo práctico de los resultados obtenidos por el sistema, para limitar el volumen de datos supondremos que el ejemplo reproduce el cierre del mes de marzo del 2009, lo que supone cinco meses de cálculo. Para comenzar los cálculos el sistema debe partir de un almacén inicial, el almacén final de diciembre 2008 será cargado por el usuario como existencias iniciales de enero 2009.

Figura 78: Caso Práctico. Existencias iniciales consideradas.

A partir de los datos iniciales en la planta se puede comenzar el balance de GNL en planta única, si se analizan los cálculos que se adjuntan se puede observar lo siguiente:

Se ha supuesto que la comercializadora posee tres suministradores con los que ha firmado contratos de largo plazo por varios años, esto supone que va a recibir varios cargamentos de GNL durante los tres meses de cálculo



que entraran al precio que indique el contrato. Estos suministros son considerados como aprovisionamientos para la cesta de GNL. Además en el mes de febrero se puede ver como el comercializador, posiblemente en previsión de un aumento de consumo de sus clientes realiza una compra extra en tanque de unos 218 GWh también destinada al abastecimiento de la cesta. Se puede observar como para cada uno de los meses se imputan a la cesta de GNL ciertos costes. Algunos asociados a la compra de los cargamentos como son los costes de aduanas, las tarifas portuarias o las inspecciones de calidad; las descarga de buques que como ya se dijo es el único peaje asignado en los balances y los resultados de operaciones de cobertura asignados a la cesta GNL. En este punto del balance se puede calcular el precio medio de GNL para el mes en curso que a su vez será el coste al que se considerarán las compras spot asignadas a clientes. En este caso se puede ver que la comercializadora a realizado dos compras de corto plazo asignadas a clientes: una de unos 74GWh en el mes de enero para satisfacer una venta en tanque de esa misma energía también en enero y una segunda en el mes de marzo de mayor volumen, 875 GWh, asignada a los ciclos combinados de la comercializadora. Ambas compras dan lugar a sendos ajustes resultado de comprar su precio real con el precio al que han entrado en el balance, estos ajustes se asignan a la venta en cuestión y se tendrán en cuenta a la hora de calcular el margen, el ajuste de los ciclos combinados no aparecerá hasta que se calcule el balance en tubo. Los traders de la comercializadora han conseguido formalizar más ventas, según parece han firmado una venta con la CONTRAPARTE_1 en la que le entregan un cargamento al mes de los comprados al SUMINISTRADOR_1. Aprovechando una oportunidad de negocio se ha desviado un barco de la cesta, el comprado al SUMINISTRADOR_2 en el mes de febrero, esto supone que el barco no llegará a descargar en el sistema español, por criterio se considere parte del balance de GNL pues el barco vendido pertenecía a la cesta. En el mes de febrero se ha formalizado un venta mixta con la CONTRAPARTE_3, el movimiento de GNL consiste en una entre en tanque de 250GWh, el movimiento de GN se verá en el balance en tubo. Además, en el mes de marzo se toma la decisión de cargar un buque con



567 GWh para vendérselo a la CONTRAPARTE_4. Esta venta irá acompañada de costes de flete que se deberán tener en cuenta a la hora de calcular el margen. Como se puede observar, una de las cogeneradoras de la comercializadora (COGENERADORA_3) no tiene acceso a la Red de Transporte, por lo que se le sirve mediante carga de camiones cisterna, esto provoca una salida de planta todos los meses. Una vez satisfechas todas las ventas, se realiza la nominación de regasificación para atender a los consumos en el AOC. Esta nominación aparece afectada por la merma de Transporte, de manera que el gas que llega a la Red de Transporte es algo menor que la nominación y más caro por efecto de la pérdida de gas. Por último, antes de obtener el almacén final y por tanto las existencias iniciales del mes siguiente, se puede comprobar que se han realizado ciertos intercambios logísticos de los considerados a la hora de calcular el coste y una operación de trading puro. En cuanto a los intercambios se tiene que la comercializadora ha prestado gas en enero que le será devuelto más adelante, en febrero, en cambio, ha recibido gas, parte lo tendrá que recibir ese mismo mes en el AOC y el resto lo devuelve al mes siguiente. La operación de trading puro consiste en un cargamento de unos 993 GWh que se ha comprado para venderlo en marzo, esta compra es ajena a la cesta pero se debe considerar como parte del almacén pues hasta el momento de la venta forman parte del stock.



Figura 79: Caso Práctico: Cálculo del balance GNL en planta.



Una vez calculado el balance en planta única el sistema tendría los datos suficientes para proseguir con el balance de GN en tubo. Los datos aportados por el balance de GNL será la entrada a la Red de Transporte que, evidentemente, coincidirá con la salida total de las plantas. Para abastecer a las ventas en clientes en el AOC, la comercializadora cuenta con la entrada en el Red de Transporte y con las existencias iniciales en tubo, pero además realiza algunas compras de GN. Aparece un compra mensual para cesta, se formalizado con el SUMINISTRADOR_7 a través de la conexión internacional CI GMA que conecta el sistema español con El Magreb, esto da lugar a un coste fijo imputable a la cesta de GN en concepto de consignatarios. El aprovisionamiento consiste en una nominación plana de 1,125 GWh/d de enero a marzo. Al comercializador le ha surgido una venta en el AOC en el mes de marzo que puede ser un buen negocio, pero el consumo de sus ciclos se prevé alto y necesita hacerse con un aprovisionamiento spot. En el mes de marzo aparece una compra GN spot que será asignada a la venta por la misma energía formalizada con la CONTRAPARTE_7, en este caso la operación ha sido cerrada de manera tan ventajosa que el ajuste spot le restará coste a la venta. Además de todas las compras también se cuenta con el gas extraídos de los almacenamientos subterráneos, el balance en AASS aporta que el saldo neto de los movimientos sale a extraer sólo en enero, resultando neto de inyección para los meses de febrero y marzo. Las ventas a satisfacer se puede observar que son las siguientes: La venta en el mes de marzo que se satisface con la compra spot recientemente comentada. El movimiento de GN de la operación mixta formalizada con la CONTRAPARTE_3, se dan en AOC en el mes de febrero los 75,5 GWh restantes hasta completar la venta. Se le suministra el gas consumido por los cinco ciclos combinados de la comercializadora y las dos cogeneradoras que funcionan con GN. Como



se observa en el mes de marzo se le adjudica a los ciclos combinados un ajuste spot procedente de una compra de GNL de corto plazo que le fue asignada en previsión de su consumo. Lo último reseñable antes del cálculo del almacén final es como en el mes de febrero le devuelven a la comercializadora para del intercambio logístico GN/GNL mediante el cual ella recibió GNL en planta ese mismo mes. De igual manera ha prestado gas en el mes de marzo en los AASS que le es devuelto ese mismo mes en AOC, movimiento lógico si se observa el nivel de existencias en uno y otro punto.

Balance GN en AASS ene-09 feb-09 mar-09Existencias inciales GN en AASS kwh 5.359.423.223 5.296.003.663 5.342.847.340Valoración existencias iniciales GN en AASS € 83.439.751 82.452.385 83.210.765Coste unitario existencias inciales GN en AASS €/kwh 0,0155688 0,0155688 0,0155742Neto de extracciones kwh 63.419.560 0 0Coste neto de extracciones € 987.366 0 0Coste unitario neto de extracciones €/kwh 0,01557 0,00000 0,00000Neto de Inyecciones kwh 0 46.843.677 3.368.281Coste Neto de Inyecciones € 0 758.379 55.518Coste unitario neto de inyecciones €/kwh 0,0000000 0,0161896 0,0164825Existencias finales GN en AASS kwh 5.296.003.663 5.342.847.340 5.346.215.621Valoración existencias finales GN en AASS € 82.452.385 83.210.765 83.266.282Coste unitario existencias finales GN en AASS €/kwh 0,0155688 0,0155742 0,0155748Neto intercambios kwh 0 0 -2.892.340Coste neto intercambios € 0 0 -45.048Coste unitario €/kwh 0,00000 0,00000 0,01557Almacén final en planta kwh 5.296.003.663 5.342.847.340 5.343.323.281Valoración Almacén final en planta € 82.452.385 83.210.765 83.221.234Coste unitario Almacén final en planta €/kwh 0,0155688 0,0155742 0,0155748

Figura 80: Caso Práctico: Cálculo del balance GN en AASS.



Balance en tubo ene-09 feb-09 mar-09Existencias iniciales GN en tubo kWh 535.560.240 506.981.700 399.990.012Valoración existencias iniciales GN en tubo € 6.965.720 7.735.902 6.475.669Coste unitario existencias iniciales GN en tubo €/KWh 0,01301 0,01526 0,01619Entrada GN en Red de Transporte en u.f kWh 2.365.570.351 1.984.577.810 2.073.116.971Valor entrada GN en Red de Transporte € 37.306.158 32.613.863 34.303.787Precio unitario entrada GN en Red de Transporte €/KWh 0,01577 0,01643 0,01655Compra para cesta COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_7 kWh 34.875.000 31.500.000 33.750.000Coste COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_7 € 508.052 497.354 539.561Precio COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_7 €/KWh 0,01457 0,01579 0,01599Coste anexos cesta GN € 150 150 150Coberturas cesta GN € 0 0 0Neto extracciones de AASS kwh 63.419.560 0 0Valoración neto extracciones de AASS € 987.366 0 0Coste unitario extracciones €/kwh 0,01557 0,00000 0,00000Total compras cesta, existencias y entradas kwh 2.999.425.151 2.523.059.509 2.506.856.983Coste Total compras cesta, existencias y entradas € 45.767.446 40.847.268 41.319.167Coste unitario compras cesta, existencias y entradas €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648Compra spot COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_8 kwh 0 0 143.500.000Coste COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_8 € 0 0 2.365.233Precio COMPRA-GN-SUMINISTRADOR_8 €/kwh 0,00000 0,00000 0,01648Total Gn antes salidas kwh 2.999.425.151 2.523.059.509 2.650.356.983Coste Total GN antes salidas € 45.767.446 40.847.268 43.684.400Coste unitario GN antes salidas €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 kwh 28.675.000 25.900.000 27.750.000Coste VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 € 437.544 419.310 457.388Ajuste Spot € 0 0 0Precio unitario VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 kwh 0 0 143.500.000Coste VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 € 0 0 2.365.233Ajuste Spot € 0 0 -464.575Precio unitario VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 €/kwh 0,00000 0,00000 0,01325VENTA-GNGNL-CONTRAPARTE_3 kwh 0 75.500.000 0Coste VENTA-GNGNL-CONTRAPARTE_3 € 0 1.222.313 0Ajuste Spot € 0 0 0Precio unitario VENTA-GN-CONTRAPARTE_7 €/kwh 0,00000 0,01619 0,00000Consumo CICLO COMBINADO_1 kwh 310.736.088 210.581.118 369.656.767Coste Consumo CICLO COMBINADO_1 € 4.741.441 3.409.219 6.092.852Ajuste Spot € 0 0 110.539Coste unitario CICLO COMBINADO_1 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01678Consumo CICLO COMBINADO_2 kwh 212.599.812 245.329.367 403.621.256Coste Consumo CICLO COMBINADO_2 € 3.244.005 3.971.779 6.652.671Ajuste Spot € 0 0 120.696Coste unitario CICLO COMBINADO_2 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01678Consumo CICLO COMBINADO_3 kwh 126.940.191 198.482.327 235.480.613Coste Consumo CICLO COMBINADO_3 € 1.936.947 3.213.345 3.881.300Ajuste Spot € 0 0 70.416Coste unitario CICLO COMBINADO_3 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01678Consumo CICLO COMBINADO_4 kwh 545.969.435 459.634.573 269.410.178Coste Consumo CICLO COMBINADO_4 € 8.330.805 7.441.290 4.440.542Ajuste Spot € 0 0 80.562Coste unitario CICLO COMBINADO_4 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01678Consumo CICLO COMBINADO_5 kwh 243.768.000 188.909.000 353.351.000Coste Consumo CICLO COMBINADO_5 € 3.719.592 3.058.357 5.824.093Ajuste Spot € 0 0 105.664Coste unitario CICLO COMBINADO_5 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01678Consumo COGENERADORA_1 kwh 109.695.600 80.009.050 159.007.950Coste Consumo COGENERADORA_1 € 1.673.817 1.295.313 2.620.842Ajuste Spot € 0 0 0Coste unitario COGENERADORA_1 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648Consumo COGENERADORA_2 kwh 241.330.320 176.019.910 238.511.925Coste Consumo COGENERADORA_2 € 3.682.396 2.849.688 3.931.263Ajuste Spot € 0 0 0Coste unitario COGENERADORA_2 €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648Consumo Comercial kwh 672.729.005 416.591.226 397.596.806Coste Consumo Comercial € 10.264.996 6.744.436 6.553.373Ajuste Spot € 0 0 0Coste unitario Comercial €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648Neto inyecciones de AASS kwh 0 46.843.677 3.368.281Valoración neto inyecciones de AASS € 0 758.379 55.518Coste unitario inyecciones €/kwh 0,00000 0,01619 0,01648Total salidas de GN kwh 2.492.443.451 2.123.800.247 2.601.254.776Coste Total salidas de GN € 38.031.545 34.383.429 42.875.075Coste unitario salidas GN €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648Existencias finales en tubo kwh 506.981.700 399.259.262 49.102.207Coste Existencias finales en tubo € 7.735.902 6.463.839 809.325Coste unitairo existencias finales en tubo €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648Neto intercambios kwh 0 730.750 2.892.340Coste neto intercambios € 0 11.831 47.673Coste unitario €/kwh 0,00000 0,01619 0,01648Operaciones de Trading puro kwh 0 0 0Coste operaciones de Trading Puro € 0 0 0Precio Unitario operaciones de trading puro €/kwh 0,00000 0,00000 0,00000Almacén final en planta kwh 506.981.700 399.990.012 51.994.547Valoración Almacén final en planta € 7.735.902 6.475.669 856.998Coste unitario Almacén final en planta €/kwh 0,01526 0,01619 0,01648 Figura 81: Caso Práctico: Cálculo balance GN en tubo.



Una vez finalizados los balances en cada punto se procede a la valoración de las ventas para obtener el margen para ello es necesario realizar un paso intermedio, los repartos de costes imputables a las ventas. El objetivo será obtener una valoración y un margen para cada operación de venta o suministro a cliente. A modo de ejemplo se van a reproducir como resultarían las valoraciones de tres ventas: la venta mixta, que servirá para mostrar la forma de proceder con entregas de GN y GNL; el desvío de GNL del mes de febrero y la venta de GN de marzo que lleva un spot. Las tres valoraciones pertenecen al Tipo 3, para el cálculo de los ingresos de las ventas se emplea en precio del contrato de venta, además se ha definido que no se le traspasa ningún coste a la facturación.

Valoración de VENTA-GNGNL-CONTRAPARTE_3: La venta de la parte de GNL se realiza a 0,019 €/Kwh, la parte de GN se firma a 0,01765 €/Kwh. Le han correspondido los costes de peajes que acompañan, la mayoría de ellos debido a su movimiento de GN. No tiene ninguna cobertura de divisas pues el contrato estaba firmado en euros, sin embargo le corresponde algo del reparto de las coberturas de producto.

Figura 82: Cálculo del margen de la venta número 1.

Valoración de VENTA-GNL-CONTRAPARTE_1:



La venta valorada consistió en el desvío de un cargamento de la cesta de febrero para aprovechar una oportunidad de negocio. El buque se vendió a 0,021€/Kwh lo que hacía prever un margen de más de 6 millones de euros, la comercializadora se hacía cargo del flete del barco, por lo que aparece un coste de unos 3 millones de euros que se deberá tener en cuenta para el cálculo del margen. Como el buque nunca llegó al sistema español no necesitó ningún contrato de ATR. Sin embargo, si le corresponden resultados en el reparto de coberturas de producto y tipo de cambio.

Figura 83: Caso Práctico: Cálculo del margen de la venta numero 2. Valoración de VENTA-GN-CONTRAPARTE_7: Cuando esta venta surgió fue necesario realizar una compra spot para poder realizarla, la oportunidad de compra que se encontró tenía un precio por debajo de la cesta, la venta se ve afectado por un ajuste spot por lo que no aparece valorada al coste de GN sino a un coste menor. El gas de la venta se compra y se entrega en el AOC por lo que sólo necesita de peaje de reserva de capacidad.



Figura 84: Caso Práctico: Cálculo del margen de la venta número 3.



BIBLIOGRAFÍA

[ALVA03]: “El Gas Natural: del yacimiento al consumidor. Eloy Álvarez Pelegry”, Jacobo Balbás Peláez. 2003. [YACI09]: Yacimientos de gas.blogspot.com [REE08]: Informe del Sector Eléctrico emitido por Red Eléctrica de España. 2008. [SEDI09]: Anuario SEDIGAS. 2009. [CNEWEB]: www.cne.es [ENAWEB]: www.enagas.es [EST09]: Documentación Curso “Estructura de la industria del gas en España”. SEDIGAS. 2009. Documentación curso “Gas Natural Licuado en España: Un repaso completo a la cadena de valor del GNL”. IIR. 2007. “Almacenamientos Subterráneos en España: Una realidad de future”. Francisco L. Florido. GAS ACTUAL. 2010. “Existencias Mínimas de Seguridad y Diversificación de los Aprovisionamientos”. Fabrizio Hernández e Ismael Bahillo. 2008. “La regasificación en España. Código de Buenas Prácticas.” Fabrizio Hernández e Ismael Bahillo. 2008 “The Impact of Market Changes on Long-Term Take or Pay Contracts for LNG and Pipeline Gas from MENA Regions: Lessons from Europe”. Morten Frisch. 1999. “Contabilidad de costes”. Carlos Mallo Rodríguez. María Ángela Jiménez Montañés. 2000. ” LIFO vs FIFO, a return to the basics”.Scott C.Gibson. The RMA Jounal. 2002.



“Como aplicar un modelo LIFO a la contabilidad de Gestión”. Luis Carrascoso Mendizabal. Diario 5 días. 1995. “The LIFO/FIFO Choice as a signal of Future Costs”. Sasson Bar-Yosej. Patricia J. Hughes. Itzhak Venezia. 1991. “Contabilidad de costes versus contabilidad de gestión”. José Luis Iglesias Sánchez. 1994.

“Elementos de Contabilidad de Gestión”. Jesús Lizcano Álvarez. 1994.

Date post:	11-Oct-2018
Category:	Documents
Upload:	trinhdieu
View:	212 times
Download:	0 times

ESPECIFICACIÓN FUNCIONAL DE UN SISTEMA DE … · manera que el consumidor final lo reconoce...

Documents