condiciones de acceso y uso de las instalaciones … · tarifas de acceso a los terminales gnl ......
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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
CONDICIONES DE ACCESO Y USO DE LAS INSTALACIONES GASISTAS EN ESPAÑA Y
PORTUGAL POR TERCEROS
AUTOR: Victoreduardo Díaz
MADRID, julio 2010
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Tabla de Contenido
Tabla de Ilustraciones .................................................................................................................... 6
Tabla de Abreviaciones .................................................................................................................. 7
1. Introducción ........................................................................................................................... 8
2. Acceso de Terceros a la Infraestructura Gasista .................................................................... 10
2.1. Introducción ................................................................................................................. 10
2.2. Generalidades del Acceso de Terceros a las Instalaciones Gasistas................................ 10
2.3. Condiciones de Acceso de Terceros a las Instalaciones Gasistas .................................... 11
2.4. Solicitud y Contratación de Acceso a las Instalaciones Gasistas ..................................... 12
2.4.1. Contratación ......................................................................................................... 13
2.4.2. Denegación de Acceso .......................................................................................... 13
2.5. Condiciones de Contratos de Uso de Instalaciones........................................................ 14
2.6. Modificación de Contratos ............................................................................................ 15
2.7. Servicios Adicionales..................................................................................................... 16
2.8. Determinación de la Capacidad de las Infraestructuras ................................................. 17
2.9. Derechos y Obligaciones ............................................................................................... 18
2.9.1. Derechos y Obligaciones de los Sujetos con Derecho a Acceso .............................. 18
2.9.2. Derechos y Obligaciones del Titular (España) / Operador de las Instalaciones (Portugal) ............................................................................................................................. 19
2.10. Retribución por el Uso de las Infraestructuras ........................................................... 20
2.11. Conclusiones ............................................................................................................. 21
3. Mecanismos de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión ...................................... 23
3.1. Introducción ................................................................................................................. 23
3.2. Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Redes de Trasmisión y Distribución 23
3.2.1. Generalidades de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Redes de Transmisión y Distribución ................................................................................................... 23
3.2.2. Capacidad Asignada como Reserva de Seguridad en las Redes de Transmisión y Distribución .......................................................................................................................... 24
3
3.2.3. Programaciones y Nominaciones para las Redes de Transmisión y Distribución ..... 25
3.2.4. Manejo de congestión para las Redes de Transmisión y Distribución ..................... 27
3.3. Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL ........................................................................................................................ 29
3.3.1. Generalidades de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL ............................................................... 29
3.3.2. Capacidad Asignada como Reservas de Seguridad en los Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL ............................................................................................ 29
3.3.3. Programaciones y Nominaciones para Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL 30
3.3.4. Manejo de Congestión en Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL ....... 32
3.4. Conclusiones ................................................................................................................ 33
4. Transparencia ...................................................................................................................... 35
4.1. Introducción ................................................................................................................. 35
4.2. Servicios Ofrecidos y Condiciones ................................................................................. 35
4.3. Tarifas: Metodología y Estructura ................................................................................. 36
4.4. Información Técnica y Acceso ....................................................................................... 37
4.5. Información Confidencial .............................................................................................. 39
4.6. Conclusiones ................................................................................................................ 39
5. Normas y Tarifas de Balance................................................................................................. 40
5.1. Introducción ................................................................................................................. 40
5.2. Balances y Desequilibrios en el Día Gas ......................................................................... 40
5.3. Balances y Desequilibrios Posterior al Día Gas .............................................................. 43
5.4. Pérdidas y Autoconsumos ............................................................................................. 45
5.5. Conclusiones ................................................................................................................ 46
6. Comercio de Derechos de Capacidad e Inversiones en Infraestructuras ................................ 47
6.1. Introducción ................................................................................................................. 47
6.2. Comercio de Derechos de Capacidad ............................................................................ 47
6.3. Planificación de Inversiones en Infraestructura ............................................................. 48
6.4. Conclusiones ................................................................................................................ 49
7. Tarifas de Acceso a los Terminales GNL ................................................................................ 51
4
7.1. Introducción ................................................................................................................. 51
7.2. Generalidades del Cálculo de los Peajes y Cánones de Uso de Terminales GNL ............. 51
7.3. Estructura del Cálculo de los Peajes y Cánones de Uso de Terminales GNL.................... 53
7.4. Conclusiones ................................................................................................................ 56
8. Tarifas de Acceso a las Redes de Transmisión y Distribución ................................................. 58
8.1. Introducción ................................................................................................................. 58
8.2. Generalidades del Cálculo del Peaje de Uso de Redes de Transmisión y Distribución .... 58
8.3. Estructura del Cálculo del Peaje de Uso de Redes de Transmisión y Distribución ........... 61
8.3.1. Tarifa de Uso de Redes de Transmisión y Distribución en Portugal ........................ 61
8.3.2. Tarifa de Uso de Redes de Transmisión y Distribución en España .......................... 65
8.4. Conclusiones ................................................................................................................ 67
9. Tarifas de Acceso a los Almacenamientos Subterráneos ....................................................... 69
9.1. Introducción ................................................................................................................. 69
9.2. Generalidades del Cálculo del Canon de Almacenamiento Subterráneo ........................ 69
9.3. Estructura del Cálculo del Canon de Almacenamiento Subterráneo .............................. 70
9.4. Conclusiones ................................................................................................................ 72
10. Problemas Existentes y Potenciales: Aspectos a Mejorar .................................................. 73
10.1. Introducción ............................................................................................................. 73
10.2. Coexistencia de Diferentes Métodos de Acceso a las Redes de Transmisión .............. 73
10.3. Precios de Capacidades de Corta Duración ................................................................ 74
10.4. Contratos de Suministro de Gas de Larga Duración en Portugal ................................ 76
10.5. Problemas en Asignación de Capacidad y Manejo de Congestión .............................. 77
10.6. Problemas en Mercados Secundarios ........................................................................ 78
10.7. Problemas en los Mecanismos de Balance ................................................................ 80
10.8. Conclusiones ............................................................................................................. 81
11. Recomendaciones ............................................................................................................ 82
11.1. Introducción ............................................................................................................. 82
11.2. Modelo de Mercado de Largo Plazo .......................................................................... 82
11.3. Mecanismos de Asignación de Capacidad y Manejo de Congestión ........................... 83
11.4. Mercados Secundarios de Capacidad ........................................................................ 84
5
11.5. Mecanismos y Mercados de Balance ......................................................................... 85
11.6. Conclusiones ............................................................................................................. 86
12. Conclusiones .................................................................................................................... 87
13. Referencias ...................................................................................................................... 88
13.1. Legislación Española ................................................................................................. 88
13.2. Legislación Portuguesa.............................................................................................. 88
13.3. Legislación Europea .................................................................................................. 89
13.4. Otras Referencias ..................................................................................................... 89
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Tabla de Ilustraciones
Ilustración 1. Capacidad de salida contratada y usada para el interconector Badajoz entre España y Portugal durante Junio 2010 (del 1 al 12) ..................................................................................... 77
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Tabla de Abreviaciones
ERSE: entidade reguladora dos serviços energéticos (Portugal)
GNL: gas natural licuado
RARII: regulamento do acesso às redes, às infra-estruturas e às interligaçoes do sector do gás natural (Portugal)
SNGN: sistema nacional de gas natural (Portugal)
AP: alta pressão / alta presión
MP: média pressão / media presión
BP: baixa pressão / baja presión
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1. Introducción Desde 1998 la Comisión Europea ha introducido gradualmente el concepto de mercado único Europeo de gas, con el objetivo principal de aumentar la eficiencia del sistema, obtener precios competitivos y contribuir a la seguridad de suministro y sostenibilidad (Parlamento Europeo y Consejo, 2009).
Desde entonces se han introducido diferentes reglamentos, siendo el último la Directiva 2009/73/UE. Hay que decir que desde la introducción de la primera Directiva de gas en 1998, todos los actores involucrados en el sector gasista han estado en proceso de continuo aprendizaje, ya que previamente los reglamentos no estaban orientados a mercados competitivos, como es el caso actual.
Debido a este continuo proceso de aprendizaje, en el camino se han descubierto debilidades, aspectos a mejorar, huecos regulatorios (�regulatory gaps�), etc., los cuales han llevado a publicación de nuevas directivas para poder reforzar esos aspectos en la regulación que así lo requieran.
La dinámica seguida tanto por la Comisión Europea como por los estados miembros, es que luego de la publicación de alguna directiva los estados miembros tienen la libertad de realizar las implementaciones que consideren necesarias en la regulación local, siempre y cuando esta cumpla con la regulación Europea. Naturalmente esto ha llevado a diferentes selecciones de un país a otro, es decir que muchas de las opciones escogidas son potencialmente diferentes entre los países, creando así diferencias entre los mismos. Lo anterior se ve reflejado en aspectos como condiciones de acceso a la infraestructura gasista, metodología tarifaria, mecanismos de manejo de congestión, entre otros.
El impacto de muchas de estas diferencias entre países, para los mercados gasistas, fue evidenciado por el Energy Sector Inquiry (European Comission Competition DG, 2007), principalmente como negativo.
Este documento está enfocado al estudio de las condiciones de acceso y de uso de las instalaciones gasistas por parte de terceras partes, en España y Portugal. Posteriormente, se analizarán aquellos aspectos en los reglamentos de los dos países que puedan estar impidiendo el desarrollo de competencia en sus respectivos mercados de gas. Es decir, no se asume que por el simple hecho de que existan diferencias entre los marcos regulatorios, esto esté llevando a problemas en los mercados gasistas. Finalmente se presentarán una serie de recomendaciones que permitan mejorar los aspectos que así lo requieran.
Este documento está estructurado de la siguiente manera:
Capítulo 2 estará basado en el acceso de terceros a la infraestructura gasista, lo que incluye contratación, condiciones, servicios, etc.
9
Capítulo 3 tratará acerca de los mecanismos de asignación de capacidad y manejo de congestión.
Capítulo 4 describirá acerca de las garantías de transparencia, principalmente en el manejo de información y tarifas.
Capítulo 5 estará basado en las normas y tarifas de balance.
Capítulo 6 tratará acerca del comercio de derechos de capacidad (mercado secundario) e inversiones en infraestructura.
Capítulo 7, 0 y 9, se enfocará en las tarifas de terminales GNL, redes de transmisión y distribución, y almacenamientos subterráneos, respectivamente.
Finalmente, capítulo 10 y 0, presentará los aspectos a mejorar en los dos países, y recomendaciones, respectivamente.
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2. Acceso de Terceros a la Infraestructura Gasista
2.1. Introducción Una de las claves para la liberalización de los sectores energéticos a nivel europeo ha sido la garantía de acceso de terceras partes a las infraestructuras del sistema gasista consideradas como monopolio natural, entre estas, el acceso a las redes de transmisión y distribución, terminales GNL y almacenamiento subterráneo.
La Comisión Europea en su afán de reforzar la competencia justa y leal en el sistema gasista, ha introducido varios reglamentos que buscan regular el acceso a dichas infraestructuras, siendo el más reciente el reglamento 715/2009 de 13 de julio de 2009. Tanto en España como en Portugal se ha tomado como base dicho reglamento y han implementado, detallado y ajustado el mismo a sus condiciones particulares. Como resultado, en España se estableció el Real Decreto 949/2001 (Ministerio de Economía, 2001) y en Portugal el Regulamento do Acesso às Redes, às Infra-estruturas e às Interligações do Sector do Gás Natural (ERSE, 2010).
A continuación, la sección 2.3 describirá las condiciones de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, mientras que la sección 2.4 detallará el proceso de solicitud y contratación de acceso.
Las secciones 2.5 y 2.6 describirán las condiciones de los contratos de uso de las instalaciones gasistas, y la modificación de los mismos, respectivamente. El uso de instalaciones a través de capacidades interrumpibles es presentado en la sección 2.7, mientras que la sección 2.8 trata acerca del proceso de determinación de la capacidad de las infraestructuras.
Finalmente, la sección 2.9 detallará los derechos y responsabilidades de las partes, llámese operador de la infraestructura o usuario, mientras que la sección 2.10, describirá los sistemas de retribución usados en los dos países.
2.2. Generalidades del Acceso de Terceros a las Instalaciones Gasistas En ambos países, el acceso a la infraestructura gasista es regulado, es decir, está sujeto a tarifas previamente establecidas por los entes regulatorios. Según lo establecido por el reglamento 715/2009/CE, dicho acceso debe estar disponible para terceros, y se deben cumplir las reglas de transparencia y no discriminación en la asignación de capacidad, aplicación de tarifas, etc.
Los reglamentos: (i) Real Decreto 949/2001 en España, y (ii) Regulamento do Acesso às Redes, às Infra-estruturas e às Interligações do Sector do Gás Natural (RARII) en Portugal, han establecido las reglas y condiciones de acceso a las instalaciones gasistas para los dos países.
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Existen varias diferencias respecto a los servicios ofrecidos en España y Portugal, en general con más opciones disponibles en el primero. En ambos se ofrece capacidades firmes de acceso a las instalaciones gasistas (incluyendo cortas utilizaciones), y solo se ofrecen capacidades interrumpibles en España1 (este tema será revisado en la sección 2.7). Adicionalmente, se ofrecen en ambos casos capacidad de transmisión de interconexiones internacionales.
2.3. Condiciones de Acceso de Terceros a las Instalaciones Gasistas Las condiciones de acceso a las instalaciones gasistas en España y Portugal son muy similares. Bajo el concepto de instalaciones gasistas con oferta de servicios regulados, se incluyen las siguientes:
Las plantas de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL
Los almacenamientos subterráneos
Las instalaciones de transmisión y distribución de gas natural
Pese a las similitudes encontradas, existen algunas condiciones adicionales en la regulación portuguesa que se consideran importantes de mencionar.
Por una parte, la regulación española da derecho de acceso a consumidores cualificados2, comercializadores y a transportistas3, todos obligados a celebrar un contrato de acceso con el titular de las instalaciones (en el caso de los contratos de acceso a las instalaciones de transporte y distribución, dicho contrato deberá ser celebrado entre el solicitante y el titular de las instalaciones donde esté situado el punto de entrada de gas al sistema de transporte y distribución)4.
Por otra parte, la regulación portuguesa da derecho de acceso a todos los agentes de mercado, entendiéndose por agente de mercado cualquier tipo de comercializador de gas y clientes que adquieren gas natural en los mercados organizados o por contratos bilaterales. Los agentes de mercado están obligados a celebrar un contrato de acceso con el operador de las infraestructuras a la que pretenden tener acceso. En el caso de clientes pertenecientes a carteras de comercializadores, dicho contrato deberá ser celebrado entre el comercializador y el operador de las infraestructuras5.
1 Solo para capacidad en algunas redes de transmisión definidas previamente, con utilización cerca de su máximo 2 Ley 34/1998: Disposición transitoria quinta. Consumidores cualificados: A partir del 1 de enero del año 2003, todos los consumidores, independientemente de su nivel de consumo, tendrán la consideración de cualificados. 3 Los transportistas tienen derecho de acceso solo para operaciones de balance 4 Real Decreto 949/2001. Artículo 4. 5 RARII. Artículo 7.1 y 7.2.
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Tabla 1. Resumen de las condiciones de acceso a terceros a las instalaciones gasistas
Tienen Derecho de
Acceso Relación Contractual
Relación Contractual Establecida Entre
España Comercializadores Obligatoria Titular de las instalaciones /
Consumidor cualificado
Portugal Agentes de
mercado
Obligatoria (excepto para consumidores de último recurso con menos de 100.000 clientes
y sin separación jurídica de actividades)
Operador de las instalaciones / Agentes de
mercado
Es importante indicar que los comercializadores de último recurso con licencias de distribución de gas con menos de 100.000 clientes y sin separación jurídica de actividades, no están obligados a celebrar un contrato de uso de las redes de distribución (Portugal)6. Tabla 1 resume las condiciones de acceso a terceros a las instalaciones gasistas en España y Portugal.
2.4. Solicitud y Contratación de Acceso a las Instalaciones Gasistas El proceso de contratación de acceso de terceros a las instalaciones gasistas en España es precedido por una solicitud de acceso (solicitud de reserva de capacidad) a las mismas. Dicha solicitud debe ser realizada por los sujetos con derecho de acceso que quieran ejercer el mismo, por lo que deberá remitir una petición formal de reserva de capacidad a los titulares de las instalaciones a las que quiera tener acceso. En el caso concreto de las solicitudes de reserva de capacidad para las instalaciones de transmisión y distribución, dicha solicitud deberá ser realizada a los titulares de las instalaciones a las que estén conectados los puntos de entrada. En dicha petición, también se debe especificar el calendario y programa de utilización.
Los titulares de las instalaciones deberán estudiar las solicitudes de acceso recibidas y emitir un informe sobre la viabilidad de las mismas. Los informes de viabilidad de las peticiones de acceso a instalaciones de transporte y distribución deberá ser realizado en conjunto con los titulares de las instalaciones donde estén conectados los puntos de entrega del gas natural (incluidas las posibles alternativas en caso de imposibilidad de la prestación solicitada)7.
En contraste con el caso de España, la regulación portuguesa no exige una petición de reserva de capacidad por parte de los agentes de mercado. Lo único que exige es que se celebre un contrato de uso de las infraestructuras, y en caso de que haya escases de capacidad para atender todas las solicitudes de acceso, se procederá según lo establecido en el programa de manejo de congestión
6 RARII. Artículo 7.2. 7 Real Decreto 949/2001. Artículo 5
13
que será revisado en el capítulo 3, el cual básicamente, utiliza subastas de capacidad como método de manejo de congestión8.
A continuación las secciones 2.4.1 y 2.4.2, describirán el proceso de contratación de acceso a las instalaciones gasistas y denegación de acceso a las mismas, respectivamente.
2.4.1. Contratación Los contratos de acceso a las instalaciones gasistas en España solo podrán ser celebrados luego que sea sido aceptada la solicitud de acceso a las mismas. El contrato deberá ser suscrito entre el solicitante del acceso y el titular de la instalación a la que se pretende tener acceso. Como ya ha sido mencionado, los contratos de acceso a las instalaciones de transmisión y distribución deben ser suscritos entre el solicitante del acceso y los titulares de las instalaciones donde esté situado el punto de entrada del gas al sistema (en el caso anterior se deberá incluir un anexo por cada titular de las instalaciones donde estén situados los puntos de salida del gas al consumidor final)9.
Por otra parte, en contraste con España, los contratos de acceso a las instalaciones gasistas en Portugal no están limitados a previa aprobación de solicitud de acceso a las mismas. Como fue mencionado en la sección 2.3, dicho contrato debe ser suscrito entre el agente de mercado y el operador de las infraestructuras a la que pretende tener acceso.
2.4.2. Denegación de Acceso En España se podrá denegar el acceso de terceros a las instalaciones cuando: (i) falte capacidad disponible durante el periodo contractual propuesto por el contratante, (ii) se considere que pueda resultar una alteración del principio de reciprocidad para las empresas que se requiere el acceso y (iii) cuando la empresa que aprovisiona gas natural afronte dificultades económicas y financieras graves que pudieran derivarse de la ejecución de los contratos de compra garantizada10.
La regulación portuguesa no indica bajo cuales motivos se pueda denegar el acceso de terceros a las instalaciones gasistas.
8 RARII: artículo 43 9 Real Decreto 949/2001. Artículo 6.1 10 Real Decreto 949/2001. Artículo 8 y 9
14
Tabla 2. Pre-requisitos de contratación y condiciones para denegar acceso a las infraestructuras gasistas en España y Portugal
Pre-requisito para
Contratación Condiciones de Denegación de Acceso
España Aceptación de la solicitud de
acceso
Falta de capacidad disponible Alteración del principio de
reciprocidad Dificultades económicas por parte
de la empresa que aprovisiona gas Portugal - -
La anterior Tabla 2 resume los pre-requisitos para contratación y las condiciones para denegación de acceso a terceros a las instalaciones gasistas.
2.5. Condiciones de Contratos de Uso de Instalaciones En el caso de España y Portugal, existen algunas condiciones mínimas que deben ser establecidas por los contratos de uso/acceso a las instalaciones gasistas, estas son:
Rescisión/Suspensión del contrato11: o España: el contrato podrá ser suspendido por impago de facturación (mínimo dos
meses de impago). o Portugal: el contrato podrá ser rescindido por incumplimiento de las disposiciones
contractuales, incluyendo los plazos de pago de facturas. La rescisión de los contratos debe ser precedida de aviso previo. Debido a que los contratos de acceso son prorrogados automáticamente, se deberá solicitar de forma explícita la no renovación de los mismos por lo menos 60 días antes de la fecha de renovación.
Duración y prorrogación de contratos12: o España: el 75% de la capacidad total de las instalaciones está destinada a
contratos de mínimo dos años; el 25% restante está destinado a contratos de duración inferior a dos años. Los contratos de duración mayor o igual a dos años podrán ser prorrogados según pacten las partes, pero los contratos con duración menor a dos años no podrán ser prorrogados en ningún caso.
o Portugal: los contratos tendrán una duración máxima de un año, con prorrogación automática salvo a solicitud contraria por el agente de mercado. El inicio y finalización del contrato coincidirá con el inicio y finalización del año gas excepto
11 Real Decreto 949/2001: artículo 7.d, RARII: artículo 8 y 11.c, y Despacho n° 24 145/2007: Anexo I, II y III 12 Real Decreto 949/2001: artículo 6.5, RARII: artículo 10, y Despacho n° 24 145/2007: Anexo I, II y III
15
para el primer año de vigencia, cuya duración será hasta el final del año gas en curso, si el contrato iniciará entre el 1 de julio y 31 de diciembre. Si el contrato iniciará entre el 1 de enero y 30 de junio, la duración del contrato será hasta el final del año gas siguiente.
Provisión de información13: o España: el gestor técnico del sistema (GTS) deberá poner a disposición de los
sujetos que actúan en el sistema información no confidencial relacionada con la capacidad de las instalaciones y su utilización. Adicionalmente, los titulares de las instalaciones publicarán trimestralmente la capacidad contratada y disponible de sus instalaciones.
o Portugal: los operadores de las infraestructuras deberán proveer a los agentes de mercado información relacionada con interrupciones en el servicio programadas, problemas de presión y programas de intervención en las instalaciones de los clientes. Adicionalmente, se debe proveer a los agentes de mercado información relacionada con la capacidad de las instalaciones y su utilización.
2.6. Modificación de Contratos Una de las grandes diferencias encontradas entre los marcos regulatorios de España y Portugal es la relacionada con la modificación de contratos.
En el caso de español, los comercializadores podrán modificar los puntos de salida de gas natural (siempre que exista capacidad para ello) sin otro requisito que la comunicación a los titulares afectados por el contrato, sin que esto implique modificación del contrato. Los comercializadores también podrán realizar peticiones de reducción de capacidad a los titulares de dichas infraestructuras; estas deberán estar justificadas adecuadamente, y deben ser comunicadas con antelación. Por otra parte, el Gestor Técnico del Sistema en su actividad de monitoreo del uso de las instalaciones, podrá encontrar que algunas infraestructuras están siendo subutilizadas por algunos sujetos. Para estos casos, y siempre y cuando dicha subutilización sea constante/recurrente, el Gestor Técnico del Sistema podrá requerir que dicha reserva de capacidad contratada sea reducida14.
Por su parte, la regulación portuguesa no establece bajo cuales condiciones los contratos de acceso podrán ser modificados.
13 Real Decreto 949/2001: artículo 6.5, 12.2.i y RARII: artículo 13 y 16 14 Real Decreto 949/2001: artículos 6.2, 6.3 y 6.4
16
2.7. Servicios Adicionales En la sección 2.2 fueron descritos brevemente algunos servicios adicionales que son ofrecidos en España y en Portugal; esta sección está enfocada en la descripción de los mismos. Se consideran servicios adicionales los siguientes:
Capacidades interrumpibles
Capacidades de corta duración
Primeramente, los enfoques de la regulación española y portuguesa con respecto a la contratación de capacidad interrumpible difiere considerablemente una de la otra: en España es posible contratar capacidad de transmisión y distribución interrumpible mientras que en Portugal no es posible.
Existen dos tipos de interrumpibilidad en España: comercial y peaje interrumpible, el primero establece relaciones contractuales entre comercializador y usuario final, mientras que el segundo establece relaciones contractuales entre comercializador, usuario final y gestor técnico del sistema. La contratación de capacidad interrumpible está sujeta a disponibilidad de capacidad interrumpible en zonas geográficas consideradas como puntos vulnerables del sistema15, dichas zonas son publicadas y actualizadas por el gestor técnico del sistema periódicamente.
Cuando el consumidor final sea una instalación de generación eléctrica, dicho contrato de capacidad interrumpible deberá estar aprobado por el operador del sistema eléctrico16. Normalmente, para su aprobación, la instalación de generación eléctrica deberá estar capacitada para generar electricidad con otras fuentes primarias de energía, por ejemplo, con gasoil.
La contratación de capacidad interrumpible en España puede ser de dos tipos, tipo A y tipo B: la duración máxima de las interrupciones (durante 12 meses) es de 5 días para interrumpibilidad tipo A y de 10 días para el tipo B17. Cabe tener en cuenta que las tarifas a aplicar a contratos de capacidad interrumpible son las mismas a aplicar a capacidades firmes, pero en este caso con descuentos adicionales sobre el término de conducción, este tema será revisado con mayor detalle en el capítulo 0.
En contraste, la regulación portuguesa no establece que sea posible realizar contrataciones de capacidad interrumpible. A continuación Tabla 3 resume las condiciones de para la contratación de capacidad interrumpible en los dos países.
15 Zonas donde no se puede cubrir el 100% del mercado firme en situaciones de contingencia n-1; ramales o redes saturadas en escenario de demanda punta invernal; ramales o redes estructuralmente saturados (declarados por la Dirección General de Política Energética y Minas) 16 Resolución de 25 de julio de 2006: artículo 2, 4, 5 y 9 17 Resolución de 25 de julio de 2006: artículo 7
17
Tabla 3. Resumen de condiciones para la contratación de capacidad interrumpible en España y Portugal
Posible Contratar Capacidad
Interrumpible? Condiciones para Contratación de
Capacidad Interrumpible
España Si (solo para transmisión y
distribución)
Disponibilidad de capacidad interrumpible
Aprobación del operador del sistema eléctrico si el consumidor final es una instalación de generación eléctrica
Portugal No -
Por otra parte, tanto en España como en Portugal, es posible contratar capacidades de corta duración (en Portugal solo para terminales GNL y redes de transmisión). En España, dependiendo de la duración de dichos contratos, se aplicará un coeficiente sobre el término de capacidad, el cual variará dependiendo del periodo del año contratado (invierno/verano), manteniendo el término de energía (término variable). En cambio en Portugal, dependiendo del tipo de infraestructura a la que se quiere tener acceso, se otorgarán descuentos o se incrementará la tarifa, tanto para el término de capacidad como para el término de energía. Este tema será revisado con mayor detalle en los capítulos 7 y 0.
2.8. Determinación de la Capacidad de las Infraestructuras La determinación de la capacidad de las infraestructuras en los dos países es realizada con el fin de hacer disponible la información relacionada con la capacidad disponible para fines comerciales a los usuarios.
En Portugal, el cálculo de la capacidad de las infraestructuras está a cargo de los operadores de las mismas. Estos deben proponer una metodología de estudio de la capacidad, la cual debe estar aprobada por ERSE y por todos los operadores del sistema de gas natural. Para su cálculo se tendrán en cuenta diferentes escenarios de entrada y demanda de gas en cada una de las diferentes estaciones (primavera, verano, otoño e invierno). El estudio debe proveer para cada uno de los puntos relevantes de la red18: (i) capacidad técnica máxima, (ii) la capacidad máxima efectiva considerando restricciones técnicas y la (iii) capacidad disponible para fines comerciales19.
Por otra parte, en España, el Gestor Técnico del Sistema es la entidad encargada de realizar el cálculo de la capacidad de las infraestructuras (hace parte de las normas de gestión técnica del
18 En Portugal, los puntos relevantes de la red son: puntos de entrada de interconexiones y terminales GNL, puntos de conexión con almacenamientos subterráneos y puntos de conexión con redes de distribución 19 RARII: artículo 29 y 30.
18
sistema gasista � Orden ITC/3126/2005). Para dicho cálculo se tendrá en cuenta el diseño de la red de gas, los márgenes de operación y seguridad, periodo del año, presión de garantías (teniendo en cuenta la presión de garantía más restrictiva en los puntos de entrada y de compresión), entre otros. Se deberá determinar: (i) las capacidades máximas, (ii) capacidades útiles y (iii) capacidades disponibles20.
En resumen, a pesar de que las entidades a cargo de hacer el cálculo de la capacidad de las infraestructuras en España y Portugal son diferentes (en España el encargado es el Gestor Técnico del Sistema y en Portugal son los mismos operadores de las infraestructuras), la información resultante de dicho proceso en los dos países es similar: capacidades máximas, útiles y disponibles.
2.9. Derechos y Obligaciones Luego de que es establecida una relación contractual entre un sujeto solicitante de capacidad de las instalaciones gasistas y el titular de las instalaciones (España) o el operador de las mismas (Portugal), existen una serie de derechos y obligaciones que las dos partes deben cumplir. En algunos casos, como ya se revisó en la sección 2.5, el incumplimiento de algunas de estas responsabilidades puede ser causa de rescisión o suspensión del contrato.
Dichos derechos y responsabilidades son bastante similares en España y Portugal, estando la regulación española un poco más detallada en ese aspecto. A continuación la sección 2.9.1 describirá los derechos y responsabilidades del sujeto que contrata capacidad, y la sección 2.9.2 describirá los derechos y responsabilidades del titular de las instalaciones (España) o el operador de estas (Portugal), dependiendo del caso. La comparativa a continuación se basará en aspectos relevantes en la relación bilateral establecida entre las dos partes.
2.9.1. Derechos y Obligaciones de los Sujetos con Derecho a Acceso Entre las responsabilidades, comunes en los dos países, de los sujetos con derecho de acceso, o solicitantes del mismo, están:
Realizar el pago de las tarifas definidas para cada una de las infraestructuras usadas. Dichas tarifas será revisadas en detalle en los capítulos 7, 0 y 9.
Comunicar a los titulares/operadores de las instalaciones con quienes se hayan suscrito los contratos de acceso sus programas (programaciones y nominaciones) de aprovisionamiento y consumo.
20 Orden ITC/3126/2005: Sección 2.8
19
Un caso particular es encontrado en la regulación portuguesa, ya que el sujeto que contrata la capacidad debe prestar alguna garantía al titular/operador de las instalaciones para asegurar el cumplimiento de las obligaciones establecidas en el contrato de uso de las infraestructuras21. El valor asociado a dicha garantía varía dependiendo del tipo de infraestructura a la que se contrató el acceso22:
Para contratos de acceso a las redes de transmisión, terminales GNL y almacenamientos subterráneos, dicha garantía corresponde a 45 + n días de facturación estimada. El valor n representa el número de días que se debe avisar con anticipación para la aplicación de la garantía, el cual es acordado entre las partes y no debe ser superior a 15 días.
Para contratos de acceso a las redes de distribución, la garantía corresponde a 60 días de facturación estimada. La aplicación de la garantía debe ser antecedida por un preaviso de 10 días.
Por otra parte, los derechos comunes en los dos países de sujetos con derecho a acceso son:
Recibir, con antelación suficiente, cualquier información referente a la operación del sistema gasista que pueda tener incidencia sobre la regularidad y calidad de suministro especificadas en los contratos de acceso suscritos, entre estos, interrupciones programadas y problemas de presión.
Recibir, de parte de los titulares/operadores de las instalaciones cualquier información técnica, de carácter no confidencial, que pueda ser útil para sus actividades.
2.9.2. Derechos y Obligaciones del Titular (España) / Operador de las Instalaciones (Portugal)
Entre las responsabilidades comunes de los titulares/operadores de las instalaciones gasistas encontradas en los dos países están:
Gestionar y operar sus instalaciones.
Facilitar a los sujetos con derecho de acceso cualquier información relevante de carácter no confidencial, relacionada con: datos relativos al consumo, aprovisionamiento, existencias, capacidades contratadas, capacidades disponibles, interrupciones programadas, mantenimientos y problemas de presión en instalaciones. Para esto, en los dos países, los titulares/operadores de las instalaciones deberán trabajar en conjunto con el Gestor Técnico del Sistema (España) y el Gestor Técnico Global (Portugal).
Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial que haya sido puesta a su disposición.
21 RARII: artículo 12 22 Despacho n° 24 145/2007: Anexo I, II y III
20
Los derechos comunes en los dos países son:
Recibir remuneración económica por los servicios prestados.
Recibir de los sujetos con derecho a acceso los respectivos programas de aprovisionamiento y consumo.
Adicionalmente, los operadores de las infraestructuras en Portugal deben establecer mecanismos de intercambio de información de forma recíproca, para asegurar la coherencia de los flujos de información de sus infraestructuras23. La misma actividad, en el caso de España es responsabilidad del Gestor Técnico del Sistema.
2.10. Retribución por el Uso de las Infraestructuras En España, según lo establecido por el Real Decreto 949/2001, las actividades reguladas de suministro de gas son retribuidas económicamente con cargo a las tarifas, peajes y cánones. Para ello se ha establecido un sistema retributivo, el cual debe ser actualizado y fijado para periodos de cuatro años, en el que deben estar inscritas todas las instalaciones gasistas que hagan parte de las actividades reguladas24.
Todas las instalaciones gasistas, como son las redes de transporte y distribución, los terminales GNL y almacenamientos subterráneos, deben estar incluidas en el sistema de retribución; los titulares de las nuevas instalaciones deberán solicitar su inclusión a la Dirección General de Política Energética y Minas25. Por tanto, todas las empresas tienen la obligación de proveer a la Dirección General de Política Energética y Minas toda la información relacionada con datos técnicos y económicos de las instalaciones26.
Por otra parte, la regulación portuguesa (Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural) indica que las tarifas de las actividades reguladas del sistema gasista deben ser fijadas por el ente regulador ERSE.
Los operadores de las infraestructuras tienen derecho de recibir una retribución por el uso de sus instalaciones, aplicando el régimen tarifario dispuesto para ello. ERSE está encargado de fijar los ingresos permitidos a los operadores de transporte y distribución, dichos ingresos permitidos son calculados en base a la información enviada por los operadores de las redes de transporte y distribución relacionada con información técnica, balances de gas natural e información económico-financiera. Las inversiones en infraestructura juegan un papel importante en la determinación de tarifas, por tanto, con importancia para su retribución. Similar al caso español,
23 RARII: artículo 16.8 24 Real Decreto 949/2001: artículo 15.1 y 15.2 25 Real Decreto 949/2001: artículo 17 y Orden ITC/4099/2005: artículo 7 y 23 26 Real Decreto 949/2001: artículo 24
21
los operadores de las instalaciones gasistas deben enviar al regulador ERSE la información necesaria para el cálculo de las tarifas en los plazos estipulados27.
Por otra parte, en los dos países se toman diferentes enfoques para el control de precios (tarifas, cánones y peajes). Primeramente, en España se fija la ganancia máxima que pueden recibir los diferentes operadores de las infraestructuras gasistas (revenue cap) por determinado periodo de tiempo, la cual permite a dichos operadores de beneficiarse de ahorros en los costes incurridos28. En contraste, en Portugal se fija la tasa de retorno permitida para cada operador (rate-of-return regulation), lo que asegura la recuperación total de los costes incluyendo un razonable ingreso adicional (KEMA International B.V., 2009).
En resumen, a grandes rasgos se puede decir que los métodos utilizados en los dos países para la retribución de las instalaciones gasistas son similares, salvo a lo concerniente al control de precios. Primeramente, las instalaciones gasistas deben contar con el visto bueno de la autoridad competente para su inclusión en el régimen retributivo gasista regulado. Luego, en base a la información recibida por parte de los operadores/titulares de dichas instalaciones, información relacionada con la operación de las instalaciones, económico-financiera, técnica, etc., se procederá al cálculo de las tarifas. El cálculo de las tarifas es realizado de forma diferente en los dos países: en España se fija la ganancia máxima, permitiendo a los operadores de beneficiarse de ahorros, mientras que en Portugal se fija la tasa de retorno permitida, la cual asegura la recuperación de los costes más una ganancia adicional permitida. El impacto del uso de los dos enfoques varía considerablemente el uno del otro, estos serán discutidos en detalle en los capítulos 7, 0 y 9.
2.11. Conclusiones En este capítulo se revisaron aspectos relevantes del acceso de terceros a las instalaciones gasistas en España y Portugal, entre estos, la condiciones y el proceso de contratación, modificación de contratos, capacidad interrumpible, determinación de la capacidad de las infraestructuras, derechos y obligaciones de las partes que establecen un contrato de acceso y la retribución por el uso de las instalaciones gasistas.
Durante la revisión de los temas anteriores, se encontraron diferencias y similitudes importantes entre los marcos regulatorios en los dos países. Primeramente, en España, para poder establecer un contrato de acceso a las infraestructuras gasistas, es necesario que previamente se haya realizado una solicitud de reserva de capacidad y que esta haya sido aceptada. En Portugal no se realiza ningún tipo de reserva de capacidad previo a la contratación de acceso.
27 RARII: artículo 14, 26 y 27, Regulamento Tarifário do Sector de Gás Natural: artículos 126, 129, 150 y 151 28 Por tal motivo, revenue cap es conocido como regulación con incentivos, ya que incentiva al operador a incrementar su eficiencia
22
Por otra parte, también se encontraron similitudes entre los dos países, como es la retribución de las actividades reguladas (salvo a los mecanismos de control de precios), y los derechos y obligaciones de las partes que establecen un contrato de acceso a las instalaciones gasistas.
El siguiente capítulo, desarrollará en detalle los mecanismos utilizados en España y Portugal para la asignación de capacidad. Además, también se detallará los mecanismos de manejo de congestión utilizados.
23
3. Mecanismos de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión
3.1. Introducción En el capítulo anterior se revisaron diversos aspectos relacionados con la contratación de acceso a las infraestructuras gasistas, condiciones de los contratos, determinación de la capacidad de las infraestructuras, entre otros.
Este capítulo está basado en procesos posteriores a la contratación de acceso, como lo son la asignación de capacidades y mecanismos de gestión de congestión. Se revisarán temas como programaciones, nominaciones y manejo de congestión.
Igualmente, este capítulo está divido en dos grandes partes: sección 3.2, la cual se enfocará en la asignación de capacidad y gestión de congestión en las redes de transmisión y distribución, y la sección 3.3, que detallará lo mismo pero para los almacenamientos subterráneos y terminales GNL.
3.2. Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Redes de Trasmisión y Distribución
Esta sección desarrollará acerca de la metodología usada en España y Portugal para la asignación de capacidad y para el manejo de congestión en las redes de transmisión y distribución de gas natural. Sección 3.3 desarrollará en el mismo tema para los almacenamientos subterráneos y los terminales GNL.
3.2.1. Generalidades de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Redes de Transmisión y Distribución
En los dos países, cuando la oferta de capacidad es mayor a la demanda, es decir, cuando no hay congestiones, se otorga acceso a todos los solicitantes. Bajo estas condiciones, tanto en España como en Portugal, se asigna la capacidad siguiendo el concepto de mayor prioridad a los primeros en solicitarla (first come, first served).
Por otra parte, en presencia de congestión, los enfoques de los dos países difieren. La congestión se puede presentar en dos momentos: (i) cuando se contrata el acceso (o congestión contractual) y (ii) cuando se va a nominar (o congestión física)29. La normativa española estipula que en
29 Congestión contractual ocurre cuando la totalidad de la capacidad disponible es reservada en avance, previniendo la entrada nuevos agentes. Congestión física ocurre cuando la demanda de capacidad en las nominaciones excede la capacidad física del sistema
24
presencia de congestión física se utiliza el método de prorrateo, mientras que en presencia de congestión contractual, no se utiliza ningún método de manejo de congestión, sino que se asignan derechos de capacidad siguiendo el concepto �first come, first served�. Pero, a pesar de no aplicar ningún método de manejo de congestión contractual, si se estudian opciones alternativas como: evaluar las inversiones necesarias30 y aplicar las cláusulas de interrumpibilidad (si están disponibles). Por otra parte, en Portugal se utiliza el método de subastas de capacidad para el manejo de congestiones (tanto para congestión contractual como física). Este tema será tratado con mayor detalle en la sección 3.2.4.
Es importante mencionar que a pesar de que la regulación española ordena aplicar el método de prorrateo en caso de presencia de congestión física, en realidad el Gestor Técnico del Sistema utiliza otro mecanismo que es asignaciones zonales, es decir se da mayor prioridad a las capacidades asociadas a los suministros más cercanos al punto de salida.
3.2.2. Capacidad Asignada como Reserva de Seguridad en las Redes de Transmisión y Distribución
La regulación portuguesa establece que es posible asignar capacidad de las diferentes infraestructuras que hagan parte del Sistema Nacional de Gas Natural, como es el caso de las redes de transmisión y distribución, a agentes de mercado bajo el concepto de reservas de seguridad. Lo anterior es realizado anualmente, y debe contar con la aprobación del ente regulador ERSE31.
Por su parte, la normativa española define diferentes procedimientos para la asignación de capacidad de las diferentes infraestructuras de gas natural (redes de transmisión y distribución, almacenamientos subterráneos y terminales GNL) bajo el concepto de reservas de seguridad. Para el caso concreto de las infraestructuras de transmisión y distribución, no se asigna a los agentes de mercado capacidad alguna bajo el concepto de reservas de seguridad.
Para los terminales GNL, tampoco se asignan capacidades bajo este concepto; pero en el caso de los almacenamientos subterráneos, esto sí ocurre. Este tema se tratará en detalle en la sección 3.3.2.
Adicionalmente, pese no estar bajo el concepto de reservas de seguridad, en Portugal se asignan ciertas capacidades a agentes de mercado, que están asociadas a contratos de aprovisionamiento de gas natural a largo plazo; lo anterior incluye capacidad de transmisión y en terminales GNL
30 Se analizan potenciales inversiones para solucionar congestiones cuando el periodo temporal lo permite, es decir, para congestiones en programaciones anuales 31 RARII: artículo 35, Mecanismo de Atribución de Capacidad de RNTGN: sección 4.1.1
25
(específicamente en el terminal GNL Sines). Dichos contratos de suministro de gas fueron establecidos previos a la publicación de la directiva 2003/55/EU32.
3.2.3. Programaciones y Nominaciones para las Redes de Transmisión y Distribución En la sección anterior 3.2.2, se revisaron los procedimientos establecidos en España y Portugal para la asignación de capacidad como reserva de seguridad. Las secciones 3.2.3.1 y 3.2.3.2 a continuación describirán como son realizadas las programaciones y nominaciones, respectivamente, en las instalaciones de transmisión y distribución en los dos países.
3.2.3.1. Programaciones En esta sección se tratarán las programaciones relacionadas con la infraestructura de transporte y distribución. Las programaciones relacionadas con las infraestructuras de almacenamiento subterráneo y terminales GNL se presentarán en la sección 3.3.3.
Todos. los agentes de mercado, quienes previamente hayan contratado cierta capacidad de transmisión, deben enviar al Gestor Técnico del Sistema (España) / Gestor Técnico Global de Sistema Nacional de Gas Natural (Portugal) la información relacionada con el gas que estima introducir, extraer, almacenar, suministrar o consumir en un periodo determinado.
En los dos países, los agentes de mercado podrán enviar programaciones que excedan su capacidad contratada/reservada (en España esto no significa un aumento de la capacidad reservada). En el caso de España, las programaciones tendrán carácter informativo, salvo a las programaciones mensuales de entrada al sistema por conexiones internacionales y por conexiones con yacimientos en producción, los cuales tendrán carácter vinculante.
Para los dos países, las programaciones deben ser realizadas para tres diferentes horizontes temporales:
Programaciones anuales
Programaciones mensuales
Programaciones semanales
Todas las programaciones deben ser revisadas por el operador, con el fin de determinar su viabilidad. En caso de que estas sean viables, se informará a los agentes de mercado que dichas programaciones han sido aceptadas; en caso contrario, es decir en presencia de congestión, cada uno de los países procede de manera diferente para resolver dicha congestión, en breve se desarrollará en ese aspecto.
32 RARII: artículo 36
26
En ambos casos, tanto como para España como para Portugal, las programaciones son usadas por el operador para determinar posibles congestiones futuras. En el caso español, si las programaciones anuales conllevan a congestiones, se evaluarán primeramente las inversiones en estructuras necesarias. Si estas no fueran viables, se revisaran los excesos de las programaciones tomando como base las reservas de capacidad de cada agente de mercado33. En este último caso, y si no se ha alcanzado un acuerdo, se convocará una reunión entre los agentes de mercado implicados y el Gestor Técnico del Sistema para acordar una solución y obtener un programa viable. El manejo de congestión anterior, es aplicable también para las programaciones mensuales y semanales.
Por otra parte, en Portugal se aplica un diferente manejo en caso de congestión: subastas de capacidad. Si la capacidad destinada para fines comerciales34 no satisface la demanda de la misma, es decir en caso de congestión, dicha capacidad será objeto de subastas para la asignación de capacidad. Lo anterior aplica para todos los horizontes temporales de programaciones35.
3.2.3.2. Nominaciones En la sección anterior se describieron las programaciones relacionadas con la infraestructura de transporte y distribución; en esta sección se tratarán las nominaciones para las mismas infraestructuras. Las nominaciones relacionadas con las infraestructuras de almacenamiento subterráneo y terminales GNL se presentarán en la sección 3.3.3.
Similar a las programaciones, las nominaciones son datos que deben emitir todos los agentes de mercado al Gestor Técnico del Sistema (España) / Gestor Técnico Global de Sistema Nacional de Gas Natural (Portugal), relacionado con el gas que estiman introducir, extraer, almacenar, suministrar o consumir en un periodo determinado.
Para poder realizar nominaciones, los agentes de mercado deberán haber celebrado un contrato de uso de las infraestructuras. Los agentes de mercado podrán realizar nominaciones que excedan la capacidad contratada/reservada (en España esto no significa un aumento de la capacidad reservada e implica costes incrementados). Todas las nominaciones deberán ser aceptadas o rechazadas por el operador de las infraestructuras. En el caso de España, las nominaciones tendrán carácter vinculante, por tanto los agentes de mercado deberán adecuarse a dicha nominación una vez aceptada.
33 Orden ITC/3126/2005: NGTS-03. Programaciones 34 La capacidad para fines comerciales es la capacidad total del sistema menos la capacidad asignada bajo el concepto de reservas de seguridad, y menos la capacidad asociada a contratos de suministro de gas de larga duración. 35 Mecanismo de Atribución de Capacidad de RNTGN: sección 4
27
En caso de que la capacidad asignable a agentes de mercado sea menor a la demandada (en presencia de congestión), los operadores de ambos países procederán de forma distinta.
Por una parte, según la regulación española, el operador español, en presencia de nominaciones no viables, asignará como nominación la capacidad disponible (la capacidad disponible será proporcional a la capacidad contratada por cada usuario)36, es decir, se asignará la capacidad de forma prorrateada. Nuevamente, y como ya se comentó en la sección 3.2.1, en realidad el Gestor Técnico del Sistema español utiliza asignaciones de capacidad zonales en presencia de congestión al realizar las nominaciones, es decir, congestión física. Por otra parte, similar a las programaciones, el operador portugués, en presencia de nominaciones no viables, procederá a subastar la capacidad disponible para fines comerciales37.
3.2.4. Manejo de congestión para las Redes de Transmisión y Distribución En las anteriores secciones, 3.2.3.1 y 3.2.3.2, programaciones y nominaciones para las redes de transmisión y distribución, respectivamente, se habló de los métodos utilizados por los operadores de las infraestructuras de los dos países para solucionar problemas de congestión. Las soluciones implementadas por cada uno de los operadores difieren considerablemente una de la otra.
Por una parte, la regulación española establece que en caso de congestión se procederá de la siguiente manera:
Se comprobará la viabilidad de inversiones en las infraestructuras.
Si lo anterior no es viable, se verificarán los excesos en las programaciones/nominaciones de los agentes de mercado, tomando como referencia la capacidad contratada/reservada.
Si a pesar de las dos opciones anteriores aún persiste la congestión, se asignará a los agentes de mercado la capacidad disponible. La capacidad disponible será proporcional a la capacidad contratada por cada usuario (prorrateo de capacidad).
Por otra parte, la regulación portuguesa establece que en caso de presencia de congestión, se subastará la totalidad de la capacidad disponible para fines comerciales. Adicionalmente, los operadores de las infraestructuras de transporte y distribución y/o el Gestor Técnico Global del Sistema Nacional de Gas Natural, podrán proponer al regulador ERSE diferentes mecanismos de manejo de congestión38.
Cabe tener en cuenta que las capacidades asociadas a los contratos de aprovisionamiento de gas de larga duración en Portugal bajo el régimen �take-or-pay�, mencionados anteriormente, no se
36 Orden ITC/3126/2005: NGTS-04. Nominaciones 37 Mecanismo de Atribución de Capacidad de RNTGN: sección 4.8 y 4.9 38 RARII: artículo 43
28
verán afectadas por congestiones. Es decir, las capacidades asignadas se mantendrán y no estarán sujetas a subastas39. Lo anterior solo aplica para las capacidades en las redes de transmisión.
Tabla 4, a continuación, resume las características de los métodos de asignación de capacidad y gestión de congestión para las redes de transmisión y distribución en España y Portugal.
Tabla 4. Resumen de asignación de capacidad y gestión de congestión en redes de transmisión y distribución
España Portugal
Reservas de Seguridad
No
Sí (Adicionalmente se asigna capacidad asociada a contratos de aprovisionamiento de largo
plazo) Programaciones que exceden la capacidad contratada/reservada
Posibles (no significa un aumento de la capacidad reservada e implica
costes incrementados) Posible
Carácter de las programaciones
Informativo (salvo a programaciones mensuales de entrada por conexiones internacionales y por yacimientos en
producción)
Informativo
Horizontes temporales de las programaciones
Anuales Mensuales Semanales
Anuales Mensuales Semanales
Mecanismo de gestión de congestión
en programaciones
Se procederá en orden: 1. Revisar inversiones necesarias. 2. Revisar excesos en
programaciones. 3. Se asignará la capacidad de forma
prorrateada.
Se subastará la capacidad
Carácter de las nominaciones
Vinculante Vinculante
Mecanismo de Gestión de
congestión en nominaciones
Según la regulación, se asignará la capacidad de forma prorrateada. En
realidad se asigna la capacidad teniendo en cuenta las restricciones
zonales40
Se subastará la capacidad
39 RARII: artículo 36.4 40 Es decir, se da mayor prioridad a las capacidades asociadas a los suministros de gas con destino más cercano al punto de salida
29
3.3. Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL
En la anterior sección 3.2 se desarrolló en los métodos de asignación de capacidad y manejo de congestión en las redes de transmisión y distribución. Esta sección desarrollará en el mismo tema para los terminales GNL y almacenamientos subterráneos. A continuación, sección 3.3.1 resumirá algunos aspectos generales de la asignación de capacidad y manejo de congestión, la sección 3.3.2 presentará las capacidades asignadas como reservas de seguridad, sección 3.3.3 describirá las programaciones y nominaciones y la sección 3.3.4 tratará del manejo de congestión.
3.3.1. Generalidades de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestión en Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL
La asignación de capacidad de almacenamientos subterráneos en España recibe un trato diferente, en comparación con la asignación de capacidad de redes de transmisión y distribución, y terminales GNL. El método de asignación de capacidad de almacenamientos subterráneos es subastas de capacidad, mientras que las asignaciones de capacidad en terminales GNL es realizado dando mayor prioridad a los primeros en solicitarla (first come, first served). Cabe tener en cuenta que la capacidad de los almacenamientos subterráneos es subastada solo cuando la demanda excede la oferta (en presencia de congestión). Por tanto, siempre que la oferta sea mayor que la demanda, toda la capacidad de almacenamientos subterráneos y terminales GNL solicitada deberá ser asignada. Adicionalmente, cuando se presenten congestiones en los terminales GNL, se procederá a asignar la capacidad de forma prorrateada.
Por otra parte, el método utilizado en Portugal para asignar capacidad en almacenamientos subterráneos y terminales GNL es subastas de capacidad. Similar al caso español, el método de subastas de capacidad solo será usado cuando se presentes congestiones, en caso contrario, toda la capacidad solicitada deberá ser asignada.
El tema de manejo de congestiones en los almacenamientos subterráneos y terminales GNL será revisado con mayor detalle en la sección 3.3.4.
3.3.2. Capacidad Asignada como Reservas de Seguridad en los Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL
En la sección 3.2.2 vimos que la regulación española no establece que deba ser asignada alguna capacidad de transmisión y distribución a los agentes de mercado bajo el concepto de reservas de seguridad, por una parte. Por otra, también vimos que la regulación portuguesa estipula que es posible realizar asignaciones de capacidad bajo este concepto.
30
En contraste con el manejo dado en el caso de las redes de transmisión y distribución, la Orden ITC/3862/2007 establece que en España se asignarán a comercializadores/consumidores directos, con carácter anual (basado en ventas o consumos totales en el año anterior), capacidades de almacenamiento subterráneo destinados para las existencias mínimas de seguridad de carácter estratégico41.
En cuanto a la capacidad de los terminales GNL, no se realiza reparto de capacidad bajo el concepto de reservas de seguridad en España.
En el caso portugués, es responsabilidad del Gestor Técnico Global del Sistema Nacional de Gas Natural presentar al regulador ERSE una propuesta del porcentaje de reserva de seguridad atribuible tanto para los almacenamientos subterráneos como para los terminales GNL42. Lo anterior es de carácter anual. Adicionalmente, y a pesar de no estar directamente relacionado con las reservas de seguridad, hay que tener en cuenta que existen capacidades relacionadas con contratos de suministro de gas de largo plazo las cuales tendrán preferencia en su asignación.
3.3.3. Programaciones y Nominaciones para Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL
Como fue visto en la sección 3.2.3, las programaciones y nominaciones son datos enviados por los usuarios de las infraestructuras a los operadores/titulares de las mismas, relacionados con el gas que estiman introducir, extraer y almacenar. A continuación, las secciones 3.3.3.1 y 3.3.3.2, programaciones y nominaciones de terminales GNL y de almacenamientos subterráneos respectivamente, describirán como son realizadas dichas programaciones/nominaciones, frecuencia y diferencias entre los dos países.
3.3.3.1. Programaciones y Nominaciones de Terminales GNL Tanto en España como en Portugal, las programaciones de Terminales GNL son realizadas para dos horizontes temporales: anualmente y mensualmente. Todas las programaciones deben ser aprobadas por el operador, por tanto se debe verificar la viabilidad de las mismas.
En el caso portugués, en caso de inviabilidad de dichas programaciones, se procederá según el Mecanismo de Resolución de Congestiones (RARII: artículo 43, ERSE). Hay que tener en cuenta que aquellas capacidades que estén asociadas a contratos de suministro de gas de largo plazo son las
41 Orden ITC/3862/2007: artículo 4 42 RARII: artículo 35
31
primeras en ser atribuidas43 (dichas capacidades también están sujetas a programaciones y nominaciones). Finalmente, el operador es el encargado de comunicar la programación definitiva.
Por otra parte, en España, en caso de congestión, el titular de la planta convocará una reunión entre los representantes de los sujetos implicados para llegar a un acuerdo y obtener un programa viable. En caso de que no se llegue a un acuerdo entre los sujetos implicados, el Gestor Técnico del Sistema adoptará la mejor solución posible en base a criterios de objetividad, transparencia y no discriminación44.
3.3.3.2. Programaciones y Nominaciones de Almacenamientos Subterráneos En España y Portugal, las programaciones y nominaciones de almacenamientos subterráneos son realizadas para los mismos horizontes temporales:
Programación anual con detalle mensual (En ambos países, los agentes de mercado deben especificar la capacidad de almacenamiento requerida para reservas de seguridad, y la capacidad requerida como almacenamiento comercial)
Programación mensual con detalle semanal
Programación semanal con detalle diario
Nominación diaria
En ambos casos, los operadores de las infraestructuras son responsables de informar de la viabilidad de dichas programaciones.
En España la asignación de la capacidad de almacenamiento subterráneo es subastada. Anterior a dicha subasta, un porcentaje de la capacidad total de almacenamiento es reservada y asignada para los comercializadores y consumidores directos para el almacenamiento de las existencias mínimas de seguridad de carácter estratégico (dicha repartición será realizada anualmente de forma proporcional a las ventas o consumos totales realizados por el sujeto en el año anterior). La capacidad restante es subastada45.
En Portugal, en presencia de congestión, se procederá según el mecanismo de resolución de congestiones46. La sección 3.3.4 a continuación desarrollará en este tema.
43 Mecanismo de Atribuição da Capacidade no Terminal GNL: sección 4.1 44 Orden ITC/3126/2005: NGTS-03 (Programaciones) y NGTS-04 (Nominaciones) 45 Orden ITC/3862/2007: Capítulo II 46 Mecanismo de Atribuição de Capacidade no Armazenamento Subterrâneo de Gás Natural: sección 4.4
32
3.3.4. Manejo de Congestión en Almacenamientos Subterráneos y Terminales GNL Como ya ha sido revisado a lo largo de la sección 3.3, tanto como España como Portugal establecen diferentes métodos de manejo de congestión para los almacenamientos subterráneos y para los terminales GNL.
Como fue descrito brevemente en la sección 3.3.1, el método de gestión de congestión usado en los almacenamientos subterráneos en España es subastas de capacidad. En el caso de los terminales GNL, se negociará entre las partes implicadas y se asignará la capacidad de forma prorrateada.
Por otra parte, en Portugal el método establecido para el manejo de congestiones tanto en almacenamientos subterráneos como en terminales GNL es subastas de capacidad. A pesar de esto, los operadores de las infraestructuras y el Gestor Técnico Global del Sistema Nacional de Gas Natural podrán realizar propuestas de mecanismos de manejo de congestión alternativos al ente regulador ERSE para su aprobación47.
Cabe tener en cuenta que las capacidades asociadas a los contratos de aprovisionamiento de gas de larga duración en Portugal bajo el régimen �take-or-pay�, mencionados anteriormente, no se verán afectadas por congestiones. Es decir, las capacidades asignadas se mantendrán y no estarán sujetas a subastas48. Lo anterior solo aplica para las capacidades en terminales GNL.
Tabla 5, a continuación, resume los métodos de asignación de capacidad y gestión de congestión, utilizados en España y Portugal, para los terminales GNL y almacenamientos subterráneos.
Tabla 5. Resumen de asignación de capacidad y gestión de congestión en terminales GNL y almacenamientos subterráneos
España Portugal
Terminales GNL
Almacenamientos Subterráneos
Terminales GNL
Almacenamientos Subterráneos
Reservas de Seguridad
No
Sí (la repartición será realizada
anualmente de forma proporcional
a las ventas y consumos del año
anterior)
Sí Sí
Horizontes temporales de las
Anuales Mensuales
Anuales Mensuales
Anuales Mensuales
Anuales Mensuales
47 RARII: artículo 43 48 RARII: artículo 36.4
33
programaciones Semanales Diaria
(nominaciones)
Semanales Diaria
(nominaciones)
Mecanismo de manejo de congestión
Se asignará la capacidad de
forma prorrateada
La capacidad será subastada
Se subastará la capacidad de las instalaciones (se podrán realizar propuestas de mecanismos de
manejo de congestión alternativos al regulador ERSE)
Otros
Las programaciones anuales deben especificar la
capacidad a asignar como reserva de
seguridad y la capacidad de
almacenamiento comercial
Las capacidades asociadas a
contratos de suministro de largo plazo no
se verán afectadas por congestiones49
3.4. Conclusiones En este capítulo se revisaron principalmente dos temas, como son, asignación de capacidad de infraestructura y gestión de congestión.
Los enfoques tomados por cada uno de los dos países difiere el uno del otro. Incluso, dentro de un mismo país, por ejemplo, el manejo de las reservas de seguridad puede variar dependiendo del tipo de infraestructura. En España, en general, se opta por no asignar capacidades como reservas de seguridad, excepto para los almacenamientos subterráneos. En contraste, en Portugal se realiza asignación de capacidades de instalaciones gasistas (redes de transmisión y distribución, terminales GNL y almacenamientos subterráneos) bajo el concepto de reservas de seguridad. Adicionalmente, en Portugal se asignan capacidades asociadas a contratos de aprovisionamiento de gas de largo plazo. Dichas capacidades tienen prioridad al ser asignadas, y no se ven afectadas por congestiones, es decir, que las capacidades asignadas se mantendrán incluso en presencia de congestión (y no estarán sujetas a subastas), lo que pudiera resultar en distorsiones en el mercado.
En caso de congestiones en las infraestructuras, luego de tener las programaciones para determinado horizonte temporal, los métodos usados en España y Portugal difieren. En Portugal, en cualquier caso, en presencia de congestiones, se subastará la capacidad de la infraestructura que corresponda, mientras que en España, la capacidad de almacenamientos subterráneos es subastada, y la capacidad de terminales GNL es asignada de forma prorrateada (la capacidad de
49 Solo aplica para capacidades en terminales GNL
34
almacenamientos subterráneos es subastada solo en presencia de congestión, de otra forma, toda la capacidad solicitada deberá ser asignada).
Otro aspecto que vale la pena destacar, relacionado con el manejo de congestión en España, es el hecho de que a pesar que la regulación española estipula que en presencia de congestión física en las redes de transmisión y distribución se asignará la capacidad de forma prorrateada, el Gestor Técnico del Sistema asigna las capacidades teniendo en cuenta las restricciones zonales, es decir que se da prioridad a las capacidades asociadas a suministros de gas con destino más cercano al punto de salida.
35
4. Transparencia
4.1. Introducción En el capítulo anterior, se discutió acerca de los mecanismos de asignación de capacidad y gestión de congestión en España y Portugal, para los diferentes tipos de instalaciones gasistas: redes de transmisión y distribución, terminales GNL y almacenamientos subterráneos.
Uno de los pilares de la liberalización del sector eléctrico y gasista en Europa es la transparencia, tema a desarrollar en este capítulo. Estudios recientes como el Energy Sector Enquiry (European Union, 2007) han revelado que es necesario, en búsqueda de una mayor integración de los mercados europeos nacionales, incrementar el nivel de armonización de los requisitos en transparencia en la Unión Europea.
El reglamento 715/2009/UE establece unas guías como requerimientos mínimos que deben ser seguidos a nivel europeo, relacionadas con los requisitos de transparencia. Lo anterior va enfocado a la transparencia en el manejo de la información por parte de los operadores de las infraestructuras gasistas, llámese transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y/o terminales GNL.
Este capítulo se enfoca en los requisitos de transparencia en el manejo de información, particularmente en el manejo de (1) información de carácter confidencial, la cual debe estar protegida y en secreto (mal manejo de información confidencial puede llevar a estrategias de competencia injusta) y de (2) información relevante de carácter no confidencial útil para la operación de los sujetos con derecho de acceso.
A continuación, la sección 4.2 desarrolla en el manejo de información relacionada con los servicios ofrecidos y sus condiciones. Sección 4.3 se enfoca en el manejo de la información y transparencia relacionada con las tarifas: metodología y estructura, mientras que sección 4.4 habla acerca del manejo de información técnica y de acceso. Finalmente, sección 4.5 desarrolla en el manejo que se le da a la información de carácter confidencial.
4.2. Servicios Ofrecidos y Condiciones Unos de los requerimientos de transparencia incluidos en el reglamento 715/2009/UE, está relacionado con la publicidad de la información relacionada con los servicios ofrecidos y sus condiciones, además de las condiciones técnicas necesarias para poder acceder a estas.
En España, el Real Decreto 949/2001 establece que los titulares de las instalaciones deben facilitar la información necesaria para el correcto funcionamiento del sistema y para la evaluación de posibilidad de nuevos contratos. Adicionalmente, los titulares deben tener a disposición de quien
36
lo solicite, el alcance y las condiciones económicas aplicables de los servicios específicos distintos de los regulados que puedan prestar50.
Por su parte, en Portugal, RARII establece que el Gestor Técnico Global del Sistema Nacional de Gas Natural y los operadores de las infraestructuras gasistas deben publicar en sus respectivos sitios web la información relativa a51:
Condiciones generales de los contratos de uso de infraestructura.
Información técnica que permita caracterizar y acceder a sus infraestructuras (entre éstas: capacidad de la instalación, capacidad contratada, capacidad disponible y flujos)
Según lo anterior, es evidente que los marcos regulatorios de los dos países no difieren mucho el uno del otro en el manejo de la información relacionada con los servicios ofrecidos y sus condiciones, buscando ambos que la información referente a servicios, condiciones e información técnica estén disponibles para su uso por parte de los sujetos con derecho de acceso. Pese a esto, y a pesar de no estar contemplado en el reglamento 715/2009/UE, la regulación portuguesa no exige que las condiciones de los servicios adicionales no regulados sean publicados, como es el caso de España.
4.3. Tarifas: Metodología y Estructura Adicional a la información referente a los servicios ofrecidos y condiciones de uso, cuyo manejo en España y Portugal fue revisado en la anterior sección 4.2, también las tarifas juegan un papel importante en la transparencia del sistema, es decir, (i) que las tarifas estén publicadas para su consulta, y, más importante aún, que (ii) la metodología de cálculo y su estructura sean transparentes, claras y no discriminatorias. Lo anterior, también es parte esencial para el desarrollo de mercado del gas de forma competitiva, por tanto, hace parte del reglamento 715/2009/UE.
En el Real Decreto 949/2001 en España, contempla tanto las condiciones de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, como el sistema económico integrado del sector de gas natural, el cual incluye las tarifas (peajes y cánones) para transmisión, distribución, almacenamiento subterráneo y terminales GNL (regasificación y almacenamiento de GNL). En contraste, RARII, en Portugal no incluye dicho sistema tarifario, sino que este está incluido en el Regulamento Tarifario do Sector do Gas Natural, el cual define el sistema económico para el sector del gas natural en Portugal, el cual incluye, ganancias permitidas, tarifas de suministro de gas por parte de comercializadores de último recurso, tarifas de uso de instalaciones gasistas, etc.
50 Real Decreto 949/2001: artículo 10 51 RARII: artículo 46
37
En ambos países las tarifas, el método de cálculo y su estructura son públicas, cualquier sujeto con derecho de acceso puede consultarlas. Adicionalmente, en los dos países se actualizan los precios para el año gas, y son publicados para su consulta. Además, la regulación portuguesa hace énfasis en que dichas tarifas deben ser divulgadas /publicadas en la página web del regulador ERSE52.
Por otra parte, y más importante aún, es lo relacionado con el cálculo de las tarifas: ¿cuán transparente es dicho cálculo? En este punto se puede decir, a grandes rasgos, que las estructuras tarifarias usadas en España y Portugal para el cálculo de las tarifas de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, difieren significativamente la una de la otra; este tema será revisado con mayor detalle en los capítulos 7, 0 y 9.
En España, las estructuras tarifarias pueden variar dependiendo del tipo de infraestructura, redes de transmisión y distribución, almacenamiento subterráneo y terminales GNL, pero en términos generales, se usan dos términos: un término de energía, correspondiente al cobro de entradas/salidas de gas, y un término de capacidad, que corresponde al cobro de reserva de capacidad/capacidad contratada.
Por otra parte, en Portugal se utilizan estructuras tarifarias (diferentes para cada tipo de infraestructura) principalmente orientadas al cobro por uso/servicio prestado, por ejemplo, por cantidad de energía entregada; es decir, tarifas variables.
El cálculo de los términos anteriormente mencionados, en los dos países, dependerá de diferentes aspectos como nivel de inversión, costes de operación y mantenimiento, ganancias permitidas para las infraestructuras, entre otros. Adicionalmente, se debe tener en cuenta el modelo de cálculo de precios en los dos países: mientras que en España se fijan las ganancias máximas de los operadores (revenue cap), en Portugal se fija la tasa de retorno (rate-of �return regulation) (KEMA International B.V., 2009).
A pesar de las diferencias existentes en los dos países en el cálculo de las tarifas de uso de las infraestructuras gasistas, en ambos casos se usan formulas de cálculo que reflejan el uso de dichas infraestructuras. En los capítulos 7, 0 y 9 se revisarán en mayor detalle los sistemas tarifarios utilizados en los dos países.
4.4. Información Técnica y Acceso En la sección anterior 4.3, se revisaron los requerimientos de transparencia en el manejo de información relacionada con las tarifas de uso de las infraestructuras, lo que tiene un papel importante para la transparencia del sistema gasista en general. Otro punto crítico para la transparencia del mismo para los dos países, es el manejo de información técnica, como capacidad
52 RARII: artículo 14.2 y Regulamento Tarifario do Sector do Gas Natural: artículo 156
38
contratada y disponible, información de acceso y disponibilidad, como fallos en el sistema y mantenimientos.
Este tipo de información es de suma importancia para los sujetos con derechos de acceso ya que en base a esta se tomarán decisiones operacionales, como contratación de servicios, compra / venta de gas, programaciones, nominaciones, etc. Pero adicionalmente, es altamente importante que dicha información también esté disponible para otros actores como las autoridades reguladoras y titulares / operadores de otras instalaciones gasistas. De esta forma, se hace posible evaluar, por parte de las autoridades reguladoras, en cierto grado, el nivel de transparencia del sistema: que tan fácil o tan difícil es para un sujeto acceder a dichas instalaciones, obtener información técnica, etc. Por otra parte, debido a que existen interdependencias en la operación de dichas infraestructuras, es importante que la información técnica que impacte a más de una instalación esté disponible para su consulta, de forma que se pueda optimizar la operación de dichas instalaciones y evitar abusos de posiciones dominantes.
Esta sección se enfoca en el manejo dado a la información relacionada con:
Información de las capacidades del sistema: capacidad disponible, contratada, existencias, consumo, flujos, etc.
Información de programas de mantenimiento, fallos e incidencias en el sistema que puedan afectar la operación normal del mismo.
El manejo dado a la anterior información en España y Portugal es similar. Por una parte, en ambos países, los titulares / operadores de las instalaciones gasistas deben publicar la información no confidencial generada en la gestión técnica del sistema, como consumos, flujos, capacidad disponible, capacidad contratada, congestiones, etc.53
Adicionalmente, los titulares / operadores de las infraestructuras gasistas deben comunicar a usuarios que tengan contratado algún servicio acerca de las alteraciones en el servicio, interrupciones e incidencias en sus instalaciones. Lo anterior debe realizarse en lo posible con debida antelación54.
Lo anterior señala que el manejo de la información técnica de operación de las infraestructuras, incluyendo la información de programas de mantenimiento, en España y Portugal, es similar, siendo en los dos países de carácter obligatorio la publicación de dicha información. Pese a lo anterior, la información que se considere de carácter confidencial debe tener un tratamiento especial, este tema se tratará en detalle en la siguiente sección 4.5.
53 RARII: artículo 16 y 46; Real Decreto 949/2001: artículo 10.2 54 RARII: artículo 13; Real Decreto 949/2001: artículo 10.2
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Es importante tener en cuenta que en ninguno de los dos países es de carácter obligatorio mantener información relacionada con flujos y capacidades históricas (especialmente para capacidades interrumpibles).
4.5. Información Confidencial Adicional al manejo de información relacionada con las tarifas (sección 4.3) y el manejo de la información técnica de operación de las infraestructuras (sección 4.4), es importante destacar el manejo dado a la información de carácter confidencial en los dos países: es de gran relevancia para la transparencia del sistema el manejo dado a la información confidencial.
Con respecto a lo anterior, el manejo de dicha información en Portugal es poco clara ya que en el reglamento RARII, no está estipulado el trato que se le debe dar a ese tipo de información.
En España, tanto los operadores de las infraestructuras como el Gestor Técnico del Sistema deben garantizar el secreto de la información de índole confidencial que haya sido puesta a su disposición55.
4.6. Conclusiones En términos generales se puede decir que en términos de requerimientos de transparencia en el sistema gasista con respecto al acceso de terceros a las instalaciones, los reglamentos de los dos países apuestan por la misma premisa: hacer público la información relacionada con tarifas, servicios e información técnica, manteniendo la confidencialidad de aquella información que así lo amerite.
Claro está, si se entra a estudiar con mayor detalle las regulaciones de España y Portugal, se podrán encontrar diferencias poco relevantes, como por ejemplo, especificaciones de donde se deben colocar los distintos tipos de información. Por otra parte, se considera de gran importancia el periodo de actualización de dicha información, un punto poco claro en los reglamentos de los dos países.
El capítulo 5, a continuación, desarrollará en las normas y tarifas de balance en los dos países.
55 Real Decreto 949/2001: artículo 10.2 y 12.3
40
5. Normas y Tarifas de Balance
5.1. Introducción En el capítulo anterior (capítulo 4), se trató acerca de los requisitos de transparencia en los dos países con respecto al manejo de información de tarifas, información técnica e información de carácter confidencial.
Resulta importante estudiar los métodos de balance entre las entradas y salidas de gas del sistema, debido al papel que juega en la seguridad de suministro del mismo. Por tanto, es necesario que para cada país existan un conjunto de reglas que desincentiven los desbalances individuales de los usuarios (y por el contrario, que incentiven a los usuarios a estar en balance). Igualmente, la normativa europea requiere que dicho conjunto de reglas sean equitativas, no discriminatorias, transparentes y basadas en el mercado56.
Este capítulo se centra en el manejo dado en España y Portugal al tema de los balances, desequilibrios, mermas y autoconsumos. A continuación, sección 5.2 y 5.3 tratan de los balances y desequilibrios en el día gas y posterior al día gas, respectivamente, mientras que la sección 5.4 trata de las mermas y autoconsumos.
5.2. Balances y Desequilibrios en el Día Gas Todos los sujetos involucrados en la operación del día gas, incluyendo operadores y sujetos con derecho de acceso, son responsables de hacer un uso adecuado de las instalaciones. El sistema puede verse seriamente afectado por cualquier balance individual, la cual potencialmente podría afectar a los demás usuarios y poner en riesgo la seguridad de suministro del sistema. Por tal motivo, los operadores de las infraestructuras deben tener acceso a servicios que permitan solucionar desequilibrios cuando estos se presenten.
El tipo de infraestructura que se puede ver mayormente afectado por desequilibrios son las redes de transmisión y distribución, por tanto los operadores de las mismas en España y Portugal tienen diversas opciones para corregir estos desequilibrios, estos son:
Manejo de presión (linepack). Las redes de transmisión y distribución tienen niveles de presión mínima y máxima que no pueden ser sobrepasados. Pero el operador puede jugar con el nivel de presión siempre que se respeten dichos límites, lo brinda cierta flexibilidad en caso de desequilibrios: se puede inyectar o extraer más o menos gas, dependiendo del caso.
56 Reglamento 715/2009/CE: artículo 21
41
Almacenamiento Subterráneo. Debido a que la flexibilidad proporcionada en el manejo de presión (linepack) de las redes de transmisión y distribución es limitada, cuando esta se agota se pueden usar los almacenamientos subterráneos para extraer o inyectar gas para equilibrar el sistema.
Terminales GNL. Similar a los almacenamientos subterráneos, los terminales GNL permiten almacenar gas en forma de GNL, lo que brinda flexibilidad adicional.
Adicional a las tres opciones anteriores, en España se cuenta con un mecanismo de mercado que permite a los proveedores realizar ofertas para proveer gas adicional al sistema cuando sea necesario; dichas ofertas son realizadas el día anterior del día gas. Lo anterior está indicado en la regulación española, pero en realidad dicho mecanismo de mercado nunca se ha utilizado. Por otra parte en Portugal no está disponible ningún mecanismo de mercado (KEMA International B.V., 2009).
Cuando los sujetos prevean que van a entrar en una situación de desbalance, podrán adoptar las medidas necesarias para solucionar dicho desequilibrio. Entre estas medidas se pueden encontrar (cabe tener en cuenta que las medidas disponibles dependerán del tipo de instalación que corresponda, es decir, redes de transmisión y distribución, terminales GNL o almacenamientos subterráneos)57:
Operaciones de compraventa de gas a otros usuarios del sistema.
Modificación del plan de programaciones y nominaciones previsto.
Negociar interrupciones voluntarias de suministro (solo posible en España).
Por otra parte, además de estar en desequilibrio, los sujetos pueden estar poniendo en peligro la seguridad de suministro del sistema si su desbalance conlleva a existencias de gas en las infraestructuras mayor a la capacidad útil o menor a las existencias mínimas.
Si la anterior situación llegara a ocurrir, el responsable por solucionar dicho desbalance es el Gestor Técnico del Sistema en España y el Gestor Técnico Global de SNGN en Portugal.
En estos casos es de suma importancia la disponibilidad de gas para suplir y balancear el sistema, por tanto si fuere necesario se utilizarán las ofertas de gas recibidas por el operador el mercado organizado para dicho propósito. Si luego de implementar las medidas, el desequilibrio permanece, se adoptarán las medidas establecidas en las normas dedicadas a la Operación Excepcional del Sistema y, en su caso, a la Situación de Emergencia58.
57 Orden ITC/3126/2005: NGTS-09. Operación Normal del Sistema; Notas Relativas ao Funcionamento Operacional do SNGN no Ambito do Enquadramento Regulamentar da ERSE: sección 6.2.3 58 Orden ITC/3126/2005: NGTS-09. Operación Normal del Sistema
42
En el caso de Portugal, en caso que los desequilibrios pongan en riesgo la seguridad de suministro del sistema, es competencia del Gestor Técnico Global de SNGN declarar la ocurrencia de una situación de contingencia59.
A continuación,
Tabla 6 resume el manejo de balance en España y Portugal durante el día gas.
Tabla 6. Resumen de las actividades de manejo de balance en España y Portugal realizadas durante el día gas
España Portugal Métodos para el manejo de balances en redes de
transmisión y distribución (por operador)
Manejo de presión (linepack) Almacenamientos
subterráneos Terminales GNL
Manejo de presión (linepack) Almacenamientos
subterráneos Terminales GNL
Mercado organizado para la compra de servicios de
balance
Según regulación existen ofertas de suministro de gas
para día siguiente. En realidad nunca se ha puesto en práctica
NA
Métodos para el manejo de balances (por sujetos con derecho de acceso)
Operaciones de compraventa de gas a otros usuarios del sistema.
Modificación del plan de programaciones y nominaciones previsto.
Negociar interrupciones voluntarias de suministro (solo posible en España).
Operaciones de compraventa de gas a otros usuarios del sistema.
Modificación del plan de programaciones y nominaciones previsto.
En situación de desbalance con seguridad
de suministro en riesgo
Es competencia del gestor técnico del sistema solucionar
dicha situación. Si fuera necesario se declarará el sistema en situación de
emergencia
Es competencia del gestor técnico global de SNGN
solucionar dicha situación. Si fuera necesario se declarará el
sistema en situación de contingencia
59 Notas Relativas ao Funcionamento Operacional do SNGN no Ambito do Enquadramento Regulamentar da ERSE: sección 6.2.3
43
5.3. Balances y Desequilibrios Posterior al Día Gas Por otra parte, en ambos países se realizan balances posteriores a la operación del día de gas, la cual busca determinar cuáles fueron los usuarios que estuvieron en balance y los que no (incluyendo las cantidades de desbalance). Para determinar si un usuario está en equilibrio o no, es necesario primero calcular la cantidad de gas existente al finalizar el día gas, se usa la siguiente fórmula para ello:
Gas Final = Gas Inicio + Entradas � (Mermas + Autoconsumos) � Salidas
Luego de calcular la cantidad de gas final, se determina si el usuario está en balance o no, tomando como base las nominaciones realizadas por dicho usuario y los niveles de tolerancia permitidos al mismo. Cabe añadir, que los balances en ambos países son precedidos por el proceso de reparto: los balances son calculados en base al resultado de los repartos.
En España se realizan dos tipos de balances, posterior al día gas60:
Balances individuales. Los balances individuales son realizados por sujeto y por instalación en el día n + 2 (diariamente). Tiene como objetivo el control y la ayuda en la gestión de las existencias de los usuarios en el sistema gasista. Igualmente, este ayuda a determinar cuáles son los sujetos que se encuentran en desbalance.
Balances físicos por instalación. Los balances físicos por instalación son realizados por los operadores de las instalaciones, cuyo objetivo es garantizar la correcta operación de los sistemas y, controlar y minimizar el volumen de las mermas asociadas a la operación. Los balances físicos por instalación tienen carácter complementario.
Por su parte, en Portugal solo son realizados los balances individuales, los cuales son discriminados por sujeto y por instalación61.
El resultado de los balances puede tener dos resultados:
El sujeto está en balance (para cada una de las instalaciones).
El sujeto está en desequilibrio (desbalance).
Tanto en España como en Portugal, además de otorgar derechos de capacidad para las diferentes infraestructuras, también se asignan niveles de tolerancia. Si el usuario no respeta dichos niveles de tolerancia, se aplicarán cargos por desequilibrios. Adicionalmente, en los dos países se utilizan
60 Orden ITC/3126/2005: NGTS-07. Balance 61 Regulamento de Operacao das Infra-estruturas do Sector do Gás Natural: artículo 25
44
cuentas de balance �evergreen�62, en donde los imbalances son acumulados hasta que el usuario responsable por ellos corrija su situación de desbalance (KEMA International B.V., 2009).
Como fue mencionado anteriormente, los cargos aplicados por desequilibrios (penalizaciones) tienen lugar cuando la situación de balance del usuario implicado no cumple con los niveles de tolerancia. Los modelos aplicados para el cálculo de dichas penalizaciones varían de un país a otro. Los cargos en España son calculados de antemano por el operador de la infraestructura, con diferencia en el tipo de desbalance, es decir que existe un cargo por desbalances positivos y otro cargo por desbalances negativos. En contraste, en Portugal se aplican penalizaciones que están indexadas a precios de referencia de hubs63, y no existe discriminación por el tipo de desbalance (negativo o positivo) (KEMA International B.V., 2009).
A continuación, Tabla 7 resume las características de los balances realizados en España y Portugal, posterior al día gas.
Tabla 7. Resumen de los balances posteriores al día gas en España y Portugal
España Portugal Balances realizados posterior al día gas
Balances individuales Balances físicos por instalación
Balances individuales
Periodo de balance Balances diarios con cuentas de
balance �evergreen� (acumulativas) Balances diarios con cuentas de
balance �evergreen� (acumulativas)
En caso de desbalance
Los usuarios deberán solucionar los desbalances. En caso que dicho
desbalance esté fuera del nivel de tolerancia permitido, se aplicarán
cargos
Los usuarios deberán solucionar los desbalances. En caso que dicho
desbalance esté fuera del nivel de tolerancia permitido, se aplicarán
cargos
Penalizaciones
Existen un cargo por desbalance positivo y un cargo por desbalance negativo (fijados previamente por
el operador). Dichos cargos reflejan el coste de solucionar la situación
de desbalance
Los precios de gas utilizados en las penalizaciones están indexados a precios de referencia externos.
Estos no reflejan el coste de solucionar la situación de
desbalance
62 Las cuentas de balance ´evergreen´ permite a los usuarios de las infraestructuras acumular sus desbalances de varios días. De esta forma, el balance del día n puede ser compensado con el balance del día n + 1. Al final de un periodo de tiempo, el usuario deberá hacerse responsable de los desbalances acumulados 63 El costo de gas natural está asociado al precio de referencia en Henry Hub y National Balancing Point (NBP)
45
5.4. Pérdidas y Autoconsumos Las perdidas y autoconsumos de gas natural, tanto en España como en Portugal, son asumidas por los operadores de las infraestructuras.
En España, el transportista/distribuidor retendrá en concepto de mermas y autoconsumos una cantidad determinada de gas. Dicha cantidad de gas está sujeta a los coeficientes de pérdidas y autoconsumos (sujetos a revisión periódica en base a la evolución de los mismos) establecidos por la Dirección General de Política Energética y Minas, la cual toma como referencia las pérdidas totales a lo largo del año (información proporcionada por los operadores de las instalaciones). La totalidad de las mermas anuales retenidas por los transportistas/distribuidores será distribuida entre los mismos64.
En el caso de los terminales GNL, dichos coeficientes de pérdidas y autoconsumos son asignados independientemente a cada instalación (de igual forma actualizables periódicamente en base a la evolución de los mismos).
La regulación portuguesa por su parte establece unos coeficientes de pérdidas y autoconsumos que son usados por los agentes de mercado para calcular el gas que se debe colocar en los puntos de entrada del sistema para garantizar cierta cantidad de gas natural de salida, es decir, para que los agentes de mercado puedan asegurar la entrega de determinada cantidad de gas, estos deben usar los coeficientes de pérdidas y autoconsumos para determinar la cantidad adicional de gas que deben inyectar en las instalaciones. Dichos coeficientes son revisados anualmente por el Gestor Técnico Global de SNGN en coordinación con los operadores, y son aprobados por el ente regulador ERSE65. Adicionalmente, los coeficientes serán independientemente asignados dependiendo del tipo de instalación: redes de transmisión, distribución, terminales GNL, almacenamientos subterráneos.
A continuación, Tabla 8 resume los métodos para el manejo de pérdidas y autoconsumos en España y Portugal.
Tabla 8. Resumen de los métodos usados en España y Portugal para el manejo de pérdidas y autoconsumos
España Portugal
Método de manejo de pérdidas y
autoconsumos
Coeficientes de pérdidas y autoconsumos (para los
terminales GNL se asignarán coeficientes independientes
Coeficientes de pérdidas y autoconsumos (asignados
independientemente por tipo de instalación)
64 Orden ITC/3126/2005: sección 2.4.3 y 2.5.1 65 RARII: artículos 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 y 25
46
para cada instalación) Actualización de coeficientes de
pérdidas y autoconsumos y
entidad responsable
Actualizables en base a la evolución de los mismos.
Establecidos por la Dirección General de Política Energética y
Minas
Actualizables anualmente por el Gestor Técnico Global de
SNGN, aprobadas por el regulador ERSE
5.5. Conclusiones En este capítulo se revisaron dos temas relevantes para el balance de los sistemas gasistas: mecanismos de balance y desequilibrios, y mecanismos de gestión de pérdidas y autoconsumos.
Para la determinación de los desequilibrios, en ambos países se realiza el balance, posterior a la operación del día de gas, el cual proporciona la información relacionada con sujetos que se encuentra fuera de balance. Hay que decir que la regulación española es más generosa que la portuguesa en cuanto a los métodos de solución de desbalances propuestos: el reglamento RARII solo indica que en caso de que esté en riesgo la seguridad de suministro del sistema el Gestor Técnico Global de SNGN declarará la ocurrencia de una situación de contingencia.
Por otra parte, con respecto a los mecanismos de gestión de pérdidas y autoconsumos utilizados en España y Portugal, se puede decir que no existen diferencias relevantes a considerar: en los dos países se utilizan coeficientes de pérdidas y autoconsumos actualizables.
Capítulo 6, a continuación, tratará dos temas en específico: comercio de derechos de capacidad e inversiones en la infraestructura gasista.
47
6. Comercio de Derechos de Capacidad e Inversiones en Infraestructuras
6.1. Introducción El anterior capítulo trató acerca de los mecanismos de balance utilizados en España y Portugal. Resulta de gran importancia los mecanismos usados, principalmente porque en base a ellos, los sujetos con capacidad contratada estarán incentivados o no a permanecer en equilibrio, lo que al final se ve reflejado en la seguridad de suministro del sistema.
En este capítulo estará basado en dos principales temas que son, comercio de derechos de capacidad e inversiones en la infraestructura gasista: debido a la importancia que tienen las infraestructuras del sistema gasista para el desarrollo de las economías nacionales, resulta relevante revisar como son realizadas dichas inversiones en España y Portugal.
A continuación, sección 6.2 describirá el comercio de derechos de capacidad y la sección 6.3 describirá como es realizada la planificación de inversiones en infraestructura en los dos países.
6.2. Comercio de Derechos de Capacidad Tanto el marco regulatorio de España como el de Portugal, permite el intercambio de los derechos de capacidad de transmisión, instalaciones de GNL y almacenamiento. En el caso de Portugal, el Gestor Técnico Global del Sistema Nacional de Gas Natural es el responsable por hacer operativo dicho mercado secundario, mientras que en España, el responsable es el Gestor Técnico del Sistema66.
Cabe destacar que en España es posible ceder tanto como la capacidad de almacenamiento como los derechos de inyección/extracción (solo para almacenamiento). Dichas transacciones, en el caso concreto de los almacenamientos subterráneos, serán realizadas a través de contratos bilaterales; para transmisión e instalaciones GNL, el Gestor Técnico del Sistema ofrece una herramienta por la que se pueden realizar ofertas de venta y compra de capacidad, además de aceptar contratos bilaterales.
En los dos países, se deberá informar al operador de las infraestructuras acerca de las transacciones realizadas, indicando el nuevo titular de los derechos de capacidad; dichas transacciones no tienen ningún coste.
66 Orden ITC/3862/2007: artículo 11; RARII: artículo 33.7, 33.8 y 34; http://www.enagas.com/cs/Satellite?cid=1146232514932&language=es&pagename=ENAGAS%2FPage%2FENAG_pintarContenidoFinal
48
6.3. Planificación de Inversiones en Infraestructura Las metodologías seguidas en España y Portugal para planificar las inversiones en infraestructura en el sistema gasista difiere significativamente la una de la otra en algunos aspectos.
En España, por ejemplo, existe una planificación en materia de hidrocarburos, que incluye la planificación de inversiones en infraestructura como son las redes de transmisión y distribución, terminales GNL y almacenamientos subterráneos. Tal planificación tiene carácter indicativo, salvo para lo que refiere a red básica de transporte y almacenamientos estratégicos, la cual es de carácter obligatorio67.
El Gestor Técnico del Sistema en España está encargado de proponer el plan de desarrollo de la red básica y almacenamientos estratégicos68. Por tanto es este el encargado, con apoyo de las comunidades autónomas, transportistas, distribuidores, generadores de electricidad con gas natural y comercializadores, de presentar el plan de inversiones en infraestructura. El apoyo de las anteriores partes consiste en proveer la información necesaria al Gestor Técnico del Sistema, relativo a demandas, consumos, datos técnicos, previsiones, etc., que puedan ser útil a la hora de elaborar el plan de inversiones69.
Adicionalmente, las autorizaciones de construcción y explotación de los gasoductos de transporte y sus instalaciones complementarias deben ser otorgadas mediante un sistema de concurso, de forma que se garantice la transparencia, objetividad y su concurrencia70.
Por otra parte, y en contraste con España, en Portugal la planificación de inversiones en infraestructuras del sistema gasista no es responsabilidad de un único actor (Gestor Técnico del Sistema en España) sino que son los mismos operadores de las infraestructuras los encargados de proponer potenciales inversiones a realizar.
Las propuestas de inversiones a realizar deben ser enviadas al regulador ERSE para su aprobación. Los operadores deben incluir en tales propuestas información relacionada con el calendario de ejecución y presupuestos. Además, los operadores deben enviar al regulador ERSE información acerca de los presupuestos ejecutados de proyectos de inversión de años anteriores71.
67 Ley 34/1998: artículo 4 68 Ley 34/1998: artículo 64 69 Orden de 1 de junio de 2001: ANEXO. Contenido esquemático de la información anual requerida en el periodo 2001-2011 70 Real Decreto 949/2001: disposición adicional segunda. Planificación en materia de hidrocarburos 71 RARII: artículo 26
49
Pese a las diferencias entre los dos países, las inversiones en Portugal también deben ser realizadas siguiendo las reglas de transparencia y criterios de eficiencia, en lo posible con preferencia a concursos públicos72.
Cabe mencionar que a pesar de que la regulación de los dos países estipula que las autorizaciones de ejecución de inversiones deben ser otorgadas mediante un sistema de concurso, nunca se han realizado concursos con este objetivo en ninguno de los dos casos.
A continuación, Tabla 9 describe en términos generales el proceso de planificación de inversiones en las infraestructuras gasistas de España y Portugal.
Tabla 9. Resumen del proceso de planificación de inversiones en infraestructura gasista en España y Portugal
España Portugal Entidad encargada de proponer el plan de
inversiones Gestor Técnico del Sistema
Operadores de las infraestructuras gasistas
Proceso de planificación
El Gestor Técnico del Sistema, apoyado por las comunidades autónomas y operadores, está
encargado de proponer un plan de inversiones. Dicho plan de
inversiones tiene carácter indicativo, excepto para la red
de básica de transporte y almacenamientos subterráneos
Los operadores de las infraestructuras están encargados
de proponer inversiones a realizar. El regulador ERSE está encargado de aprobar dichas
propuestas
Autorización de ejecución de inversiones
Las autorizaciones deben ser otorgadas mediante concurso, garantizando la transparencia,
objetividad y concurrencia
Las inversiones deben ser realizadas siguiendo las reglas de
transparencia y criterios de eficiencia, en lo posible mediante
concursos públicos
6.4. Conclusiones En términos generales, se puede decir que a pesar de pequeñas diferencias entre los dos países, el comercio de derechos de capacidad es una opción para los sujetos con capacidad contratada. A pesar de esto, es de esperar que la cantidad de capacidad comercializada en mercados
72 RARII: artículo 27
50
secundarios sea solo una pequeña proporción de la capacidad total del sistema, por lo que la existencia de estos mercados en los sistemas gasistas en limitado.
Por otra parte, se encontraron muchas más diferencias entre los dos países en la planificación de inversiones en la infraestructura gasista. Lo que primero salta a la vista, es el responsable de proponer dicha planificación: en España, la propuesta está centrada en un único responsable, el Gestor Técnico del Sistema, mientras que en Portugal está descentralizado, siendo cada uno de los operadores de instalaciones, los encargados de realizar dicha propuesta. A pesar de dicha descentralización en Portugal, al final el plan de inversiones debe ser aprobado por el regulador ERSE, lo que puede ayudar a desarrollar un plan de inversiones equilibrado, es decir, no ha realizar planes de inversiones aisladas sino a realizarlos de forma centralizada, tomando en cuenta cada una de las variables del sistema. En cuanto a las autorizaciones de inversiones, estas deben ser autorizadas garantizando la transparencia, objetividad y concurrencia, en lo posible a través de concursos.
En los siguientes tres capítulos se revisarán las estructuras y metodologías de cálculo de las tarifas de acceso para cada una de los diferentes tipos de infraestructura del sistema. Capítulo 7, a continuación, estará basado en las tarifas de acceso a los terminales GNL, lo que incluye regasificación y almacenamiento en GNL. Capítulo 0 revisará las tarifas de acceso a las redes de transmisión y distribución, y finalmente, capítulo 9 describe las tarifas de acceso a los almacenamientos subterráneos.
51
7. Tarifas de Acceso a los Terminales GNL
7.1. Introducción Uno de los temas principales de este estudio es el cálculo de las tarifas de acceso a la infraestructura gasista. El estudio de las tarifas está dividido en tres grandes grupos: tarifas de acceso a los terminales GNL, el cual será el tema a tratar en este capítulo, tarifas de acceso a las redes de transmisión y distribución, tema desarrollado en el capítulo 0, y finalmente, tarifas de acceso a los almacenamientos subterráneos, el cual es detallado en el capítulo 9.
A continuación, sección 7.2 presenta algunas generalidades con respecto a la tarifa de acceso a los terminales GNL en España y Portugal, mientras que la sección 7.3, está enfocada en la estructura del cálculo de la misma.
7.2. Generalidades del Cálculo de los Peajes y Cánones de Uso de Terminales GNL
En la sección 2.10 se revisaron brevemente las metodologías utilizadas en ambos países para el cálculo de las tarifas de acceso a las infraestructuras gasistas. En España se usa la metodología �revenue cap�, en donde se fijan los ingresos máximos a recibir por parte de los operadores, y en base a este, se calculan las tarifas. Los operadores podrán beneficiarse de ingresos extras en caso de que poder reducir sus costes, lo que incentiva a innovar73. Cabe tener en cuenta que para el cálculo de los ingresos máximos, se toma en cuenta todos los costes incurridos por el operador (incluyendo inversiones y costes de operación).
Por otra parte, en Portugal se utiliza el modelo �rate-of-return regulation�, el cual permite que los operadores recuperen todos los costes e inversiones realizadas, más una ganancia adicional. Igualmente, para el cálculo de la tasa de retorno de este modelo, se toma en cuenta los costes incurridos por la operación de las infraestructuras.
Adicional a las diferencias en los métodos usados para el cálculo de las tarifas, también se encuentran diferencias adicionales, específicas para el cálculo de tarifas de uso de terminales GNL.
A grandes rasgos, la principal diferencia en la metodología utilizada por los dos países para el cálculo de los peajes y cánones para el uso de los terminales GNL es que en Portugal se utiliza una tarifa única y en España se utilizan dos tarifas: (i) tarifa de regasificación y (ii) tarifa de almacenamiento en GNL; como su nombre lo indica la primera se utiliza para el cobro del servicio de regasificación y la segunda para el cobro de almacenamiento en GNL. Hay que decir que la
73 Por tal motivo, el modelo revenue cap también recibe el nombre de regulación de incentivos
52
existencia de una única tarifa en Portugal y múltiples tarifas en España es solo una cuestión de presentación de las tarifas.
Antes de entrar en detalles, vale la pena aclarar las diferentes funciones que pueden ser llevadas a cabo por un terminal GNL, estas son:
Descarga de buques
Regasificación a la red de transporte
Carga de camiones cisterna y buques de GNL
Almacenamiento en GNL
En España se usan dos tarifas (fórmulas) diferentes: peaje de regasificación y canon de almacenamiento de GNL. El peaje del servicio de regasificación (en España) incluye el derecho uso de las instalaciones necesarias para la descarga de buques, regasificación a la red transporte, carga de camiones cisterna de GNL y un almacenamiento operativo de GNL74. Lo anterior no significa que los anteriores servicios no son cobrados, lo único que indica es que el usuario tiene el derecho de uso de dichos servicios, pero su uso conlleva al pago de las tarifas correspondientes. Tabla 10, abajo, muestra la estructura de cobro de los servicios diferentes a regasificación y almacenamiento en GNL.
Tabla 10. Estructura de cobro de servicios prestados por terminales GNL diferentes a regasificación y almacenamiento en GNL
Término Fijo Término Variable Descarga de buques Por buque Por kWh
Carga de GNL en buques Por buque Por kWh Carga de cisternas Por kWh cargados en el mes Por kWh
Cambiando de tema, en la sección 2.7 se revisaron brevemente los servicios adicionales ofrecidos en los dos países, como es el caso de las utilizaciones de corta duración. Tanto en España como en Portugal es posible realizar utilizaciones de corta duración de los terminales GNL. En el caso de Portugal, dichas utilizaciones de corta duración pueden tener duraciones variables, pero deben ser menores a un año75. El término de energía de la tarifa de regasificación se mantiene igual, mientras que el término de capacidad es incrementado en un 50% con respecto a la tarifa estándar76. Además, los precios aplicados por el uso de los terminales GNL en Portugal deben cumplir con la estructura de costos incrementales. Es decir, los precios están sujetos a aplicación
74 Real Decreto 949/2001: artículo 29 75 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 33 76 Tarifas e Preços de Gás Natural para Ano Gás 2009-2010
53
de factores multiplicativos para poder asegurar que todos los costes son recuperados, en otras palabras, son factores de ajuste (nuevas inversiones podrían poner en riesgo la recuperación de las totalidad de los costes incurridos por los operadores)77. Por otra parte, en España se otorgan descuentos por utilizaciones de corta duración en el término de capacidad (dependiendo de la duración de dicha utilización), mientras que el término de energía se mantiene igual.
A continuación, en la sección 7.3, se describirá la estructura de la tarifa usada en Portugal y la usada en España.
7.3. Estructura del Cálculo de los Peajes y Cánones de Uso de Terminales GNL La estructura para el cálculo de las tarifas de uso de los terminales GNL en España y Portugal difiere significativamente en lo conceptual la una de la otra.
Por una parte, en España la formulación consta de dos partes: un término fijo (término de capacidad) y un término variable (término de energía). El término fijo es multiplicado por el caudal diario de gas natural a facturar (o su equivalente en GNL), mientras que el término variable es multiplicado por la cantidad de gas natural (en kWh) regasificado o suministrado como GNL en cisternas. Su formulación es la siguiente:
Importe = Término Fijo x Caudal Diario + Término Variable x Gas Natural Regasificado
La anterior formula es válida para el cálculo del importe a cobrar a terceros por el uso de los terminales GNL por regasificación; dicho importe incluye el derecho de uso de las instalaciones necesarias para la descarga de buses, regasificación y/o carga de cisternas, y almacenamiento operativo, como fue mencionado en la sección 7.2. Cabe recordar que el anterior derecho de uso no implica el no pago de estos servicios ya que cada uno de estos tiene asociado su respectiva tarifa. Los servicios a continuación son cobrados por aparte, Tabla 10 muestra la estructura de cobro de los mismos:
Carga de cisternas
Carga de GNL en buques
Descarga de buques
Adicionalmente, el caudal diario a facturar es calculado dependiendo de la combinación del caudal contratado y caudal nominado: (i) se otorgan descuentos si el caudal nominado es menor del 85% del caudal contratado, (ii) se penaliza si el caudal nominado excede el 105% del caudal contratado,
77 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 105.3
54
y (iii) si el caudal nominado se encuentra entre el 85% y 105% del caudal contratado, el caudal diario a facturar será el mismo caudal nominado78.
Por otra parte, como se comentó en la sección anterior, el uso de terminales GNL como almacenamiento se cobra con referencia a un canon de almacenamiento de GNL independiente al anterior peaje de regasificación.
A pesar de que el peaje de regasificación incluye el derecho de un almacenamiento operativo en GNL, esto no indica que la cantidad de GNL almacenado no esté sujeta a cobro, sino que su tarifa será de aplicación para todo el GNL almacenado por el usuario79. El cobro de dicha cantidad de GNL almacenado tendrá cobro según un término variable determinado para ello, y el cual es independiente del término variable del peaje de regasificación. Su formulación es la siguiente:
Importe = Término Variable x ∑ GNL Almacenado
En lo conceptual, los modelos tarifarios usados en los dos países son bastante similares ya que (a pesar de que algunos servicios son cobrados por aparte en España) en ambos casos se realiza cobro por servicio prestado. En contraste con España, en Portugal la fórmula de cálculo de la tarifa de uso de los terminales GNL incluye un término por cada servicio que puede ser prestado, como son: descargas de buques, regasificación, entregas a camiones cisternas y almacenamiento. Adicionalmente, en la formulación usada en Portugal existe un término de capacidad incluido en la fórmula.
La fórmula de cálculo de la tarifa de uso de los terminales GNL está compuesta por cinco parámetros, estos son:
Energía recibida en GNL: el cobro de la energía recibida se realiza en base a la tarifa de recepción destinada para ello. La cantidad de energía recibida está sujeta a ajustes debido a pérdidas y autoconsumos.
Almacenamiento en GNL: a diferencia de España, en Portugal no se asigna capacidad de almacenamiento en GNL como almacenamiento operativo, por lo que todo el GNL almacenado está sujeto a cobro (con cargo a la tarifa de almacenamiento en GNL) por el uso de las instalaciones.
Capacidad utilizada: se refiere a la capacidad utilizada de los terminales GNL en las entregas realizadas a la red de transporte (regasificación). Esta está asociada al término de capacidad de los terminales GNL.
Regasificación: la cantidad regasificada es cobrada en base a la tarifa de regasificación.
78 Real Decreto 949/2001: artículo 30 79 Orden ITC/3520/2009: Anexo I
55
Entrega a camiones cisterna: el cobro no se realiza en base a la cantidad de gas entregada, sino en el número de camiones cargados (con cargo a la tarifa de carga de camiones cisterna).
La formulación usada en Portugal para el cálculo de la tarifa de uso de terminales GNL es la siguiente80:
Importe =
Descargas GNL x Precio Descargas GNL x Perdidas y Autoconsumos +
∑ GNL Almacenado x Precio Almacenamiento GNL +
Capacidad Utilizada x Precio Capacidad Utilizada +
GNL Regasificado x Precio Regasificación +
Camiones Cisterna Cargados x Precio Carga Camiones Cisterna
Cabe recalcar, como fue mencionado en la sección anterior, los precios en la fórmula anterior están sujetos a reajustes debido a la estructura de costos incrementales en la que estos están definidos.
Como se mencionó anteriormente, se puede decir que en lo conceptual el cobro de uso de los almacenamientos subterráneos es bastante similar en España y Portugal ya que en ambos países el cálculo de las tarifas está orientado al cobro por servicios prestados. A pesar de esto, en España se mantiene la tendencia de aplicar términos fijos y variables: estos están presentes en cada una de las diferentes tarifas (excepto para la tarifa de almacenamiento en GNL).
Tabla 11 resume la estructura de cálculo de la tarifa de acceso a los terminales GNL en los dos países.
Tabla 11. Resumen de la estructura de cálculo de la tarifa de acceso a los terminales GNL en España y Portugal
España Portugal
Términos a facturar en tarifa de
regasificación
Caudal diario a facturar (con cobro del término fijo)
Gas regasificado (con cobro del término variable)
Energía recibida en GNL Almacenamiento en GNL Capacidad utilizada Gas regasificado
80 Regulamento Tarifário Do Sector Do Gás Natural: artículo 105
56
Términos a facturar en tarifa de
almacenamiento en GNL
Almacenamiento en GNL. Con cobro del término variable de
almacenamiento en GNL
Entregas en camiones cisterna Todas las tarifas tienen cobro con términos independientes
Términos adicionales
Carga de cisternas Carga de GNL en buques Descarga de buques
Otros
Se otorgan descuentos y penalizaciones en el término fijo de
la tarifa de regasificación dependiendo de la combinación de capacidad contratada y nominada
Tarifa sujeta a aplicación de factores de ajustes debido a la
estructura de costos incrementales.
Tabla 12 a continuación muestra los precios actuales de los términos asociados a la tarifa de uso de los terminales GNL en España y Portugal (solo se muestran los términos en común en los dos países).
Tabla 12. Precio de los términos asociados a la tarifa de uso de terminales GNL en España y Portugal válidos para el año 201081
España Portugal Almacenamiento en
GNL T. variable: 0,028907 �/MWh/día T. Variable: 0,03068 �/MWh/día
Gas regasificado T. Fijo: 1,6099 cent/(kWh/día)/mes
T. Variable: 0,000096 �/kWh T. Variable: 0,00015292 �/kWh
Energía recibida T. Fijo: 27.893 �/buque
T. Variable: 0,000056 �/kWh T. Variable: 0,00016535 �/kWh
Carga de Cisternas T. Fijo: 2,3647 cent/kWh/día/mes
T. Variable: 0,000139 �/kWh T. Variable: 127,43 �/cisterna
7.4. Conclusiones Este capítulo estuvo enfocado en la tarifa de acceso a los terminales GNL. Se pudo apreciar que los enfoques aplicados en los dos países son bastante similares, con pequeñas diferencias en su estructura.
81 Orden ITC/3520/2009 y Tarifas e preços de gás natural para o ano gás 2010-2011 e parâmetros para o período de regulação 2010-2013
57
Por una parte, la principal diferencia entre los dos países es de forma: en Portugal se usa una fórmula que incluye un término por cada servicio que puede ser prestado por el terminal GNL, llámese almacenamiento en GNL, descargas, regasificación, etc. En cambio, en España se utilizan tarifas por separado: tarifa de regasificación, tarifa de almacenamiento en GNL, tarifa de descarga de buques, etc.
Adicionalmente, en España se mantiene la tendencia de uso de términos fijos (que en algunos casos no corresponden a términos de capacidad) y variables, mientras que en Portugal la tendencia es de usar principalmente términos variables (términos de energía), aunque en su formulación está presente un término de capacidad.
A pesar de las anteriores diferencias, hay que decir que el cobro por el uso de los terminales GNL en los dos países es bastante similar, la razón principal es porque en ambos casos están orientados al cobro por servicio prestado, lo que en términos generales es bien recibido ya que esto disminuye el riesgo de subsidios cruzados de algunos servicios por otros.
Los siguientes dos capítulos se basarán en el estudio de las tarifas de acceso a las redes de transmisión y distribución (capítulo 0) y de las tarifas de acceso a los almacenamientos subterráneos (capítulo 9).
58
8. Tarifas de Acceso a las Redes de Transmisión y Distribución
8.1. Introducción En el capítulo anterior (capítulo 7) se describió la estructura y metodología de cálculo de las tarifas de uso de terminales GNL en España y Portugal: en este se pudieron observar las diferencias encontradas en los sistemas tarifarios de los dos países, por ejemplo, con lo respectivo a la tarifa de regasificación; así como también similitudes entre estos, como es el caso del cobro del almacenamiento en GNL.
Este capítulo, por otra parte, está enfocado en el estudio de la estructura y cálculo de las tarifas de acceso a las redes de transmisión y distribución. Adicionalmente, en el capítulo 9, se estudiarán las tarifas de acceso a los almacenamientos subterráneos.
En términos generales se puede decir que los enfoques utilizados en los dos países para el cálculo de dichas tarifas difieren ligeramente el uno del otro: mientras que en España el modelo tarifario usado es tarifas separadas de entrada y salida (entry-exit model)82, en Portugal se usa el método de sello postal (postage-stamp method), el cual es una modificación del modelo entrada-salida83.
Cabe tener en cuenta, como ya se ha mencionado anteriormente, las metodologías regulatorias usadas en España y Portugal para el cálculo de las tarifas de acceso a la infraestructura gasista, son �revenue cap� y �rate-of-return regulation�, respectivamente.
A continuación, sección 8.2 describirá algunas generalidades con respecto al cálculo del peaje de uso de las redes de transmisión y distribución, mientras que la sección 8.3 estará enfocada en la estructura del cálculo del mismo.
8.2. Generalidades del Cálculo del Peaje de Uso de Redes de Transmisión y Distribución
En la sección anterior se habló brevemente acerca de los modelos tarifarios usados para el cálculo de la tarifa de uso de redes de transmisión y distribución en España y Portugal.
A pesar de que en ambos países existe una única zona de balance, existen diferencias a considerar en sus modelos tarifarios. Por una parte, en Portugal se usa la misma metodología de cálculo para las tarifas de uso de redes de transmisión y distribución locales y para las tarifas de uso de
82 El modelo entrada-salida en España solo aplica para las redes de transmisión domésticas. 83 Los modelos entry-exit y postage-stamp, son modelos de entrada-salida, con la principal diferencia que las entradas y salidas deben ser iguales en el modelo postage-stamp, lo que no es requisito en el modelo entry-exit.
59
interconexiones internacionales: método �postage-stamp�. En cambio, en España se usan dos metodologías diferentes para los dos casos:
Para redes de transmisión y distribución locales, se usa el modelo de entrada-salida (�entry-exit�)
Para las interconexiones internacionales, se usa el modelo punto a punto (�point-to-point), el cual básicamente está basado en el cobro en base a la distancia recorrida.
Por otra parte, en Portugal no se utiliza una tarifa única para el cobro del acceso a las redes de transmisión y distribución, sino que existen tres tipos de tarifas diferentes, la cual son sumadas para el cálculo total de las tarifas de acceso a las redes gasistas84, estas son:
Tarifa de uso global del sistema. La tarifa de uso global del sistema se compone de dos partes que son: (i) entregas de gas en alta presión y (ii) entregas de gas en media y baja presión85.
Tarifa de uso de red de transmisión. La tarifa de uso de la red de transmisión, similar a la tarifa de uso global del sistema, tiene dos partes: (i) entregas en alta presión y (ii) entregas en media y baja presión86.
Tarifa de uso de red de distribución. La tarifa de uso de red de distribución está determinada por la entregas en media y baja presión87.
Tabla 13 a continuación, resume las tarifas incluidas en las tarifas de acceso a las redes de transmisión y distribución en Portugal:
Tabla 13. Tarifas incluidas en las tarifas de acceso a las redes de transmisión y distribución en Portugal
Tarifa Nivel de Presión
Alta Presión Media Presión Baja Presión
Tarifa de Uso Global del Sistema
Tarifa de Uso Global do Sistema do
operador da rede de transporte
Tarifa de Uso Global do Sistema dos operadores
das redes de distribuição
Tarifa de Uso Global do Sistema dos
operadores das redes de distribuição
Tarifa de Uso de Red de Trasmisión
Tarifa de Uso da Rede de Transporte do
operador da rede de transporte
Tarifa de Uso da Rede de Transporte dos
operadores das redes de distribuição
Tarifa de Uso da Rede de Transporte dos
operadores das redes de distribuição
84 Regulamento Tarifario do Sector do Gás Natural: artículo 12 85 Regulamento Tarifario do Sector do Gás Natural: artículo 40 y 41 86 Regulamento Tarifario do Sector do Gás Natural: artículo 44 y 45 87 Regulamento Tarifario do Sector do Gás Natural: artículo 51
60
Tarifa de Uso de Red de
Distribución -
Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MP
Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BP
Por otra parte, en contraste con las múltiples tarifas a aplicar en Portugal por el acceso a las redes de transmisión y distribución, en España se utiliza una tarifa única. Todas las tarifas anteriores serán detalladas en la sección 8.3.
Cabe destacar que en Portugal el precio de la energía entregada es diferenciada por tiempo: periodos pico y fuera de pico (período de vazio y período de fora de vazio). Dichos periodos son definidos previamente por el regulador ERSE, para periodos regulatorios de tres años, en base a información recibida de los operadores de las infraestructuras gasistas88.
En la sección 2.7 se habló brevemente de los servicios adicionales ofrecidos en los dos países, como son las capacidades interrumpibles y utilizaciones de corta duración. Las capacidades interrumpibles solo son ofrecidas en España, y solo en algunos tramos de la red de transmisión previamente definidos por el operador. Se puede contratar dos tipos de capacidad interrumpible: tipo A y tipo B89, y para cada una de ellas se aplican las mismas tarifas de capacidades firmes con descuentos en el término de conducción: 30% en el caso de interrumpibilidad tipo A y 50% en el caso de interrumpibilidad tipo B90. En el caso de Portugal, no es posible contratar capacidad interrumpible.
Con respecto a las utilizaciones de corta duración, si está disponible para los dos países. En Portugal es posible realizar utilizaciones de corta duración de las redes de transporte (esto no aplica para las redes de distribución). Dichas utilizaciones de corta duración pueden tener duraciones variables, pero deben ser menores a un año91. Para estos casos el término de capacidad representa solo un 20% de la tarifa estándar, mientras que la tarifa en periodos pico es 13 veces mayor que la tarifa estándar92.En España, se otorgan descuentos en el término de capacidad (dependiendo de la duración del contrato) mientras que el término de energía se mantiene igual.
Cabe recalcar que las tarifas aplicadas por el uso de las redes de transmisión y distribución en Portugal, similar a la tarifa de uso de terminales GNL, deben cumplir con la estructura de costos incrementales. Es decir, las tarifas están sujetas a aplicación de factores multiplicativos para poder
88 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 15 y 18 89 La duración máxima de las interrupciones (durante 12 meses) es de 5 días para interrumpibilidad tipo A y de 10 días para tipo B 90 Orden ITC/3520/2009: Anexo I 91 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 46 92 Tarifas e Preços de Gás Natural para Ano Gás 2009-2010
61
asegurar que todos los costes son recuperados, en otras palabras, son factores de ajuste (nuevas inversiones podrían poner en riesgo la recuperación de las totalidad de los costes).
8.3. Estructura del Cálculo del Peaje de Uso de Redes de Transmisión y Distribución
Como fue mencionado en la anterior sección 8.2, mientras que en España se utiliza una tarifa única para el cobro de uso de las redes de transmisión y distribución, en Portugal se utilizan tarifas múltiples para el mismo propósito.
En esta sección, se revisará primeramente la estructura y cálculo de las tarifas a aplicar por el uso de las redes de trasmisión y distribución en Portugal, lo cual será revisado en la sección 8.3.1, y luego se procederá con las tarifas en España, que corresponde a la sección 8.3.2.
8.3.1. Tarifa de Uso de Redes de Transmisión y Distribución en Portugal En Portugal existen tres grupos de tarifas a calcular por el uso de las redes de transmisión y distribución, cada uno de estos (excepto para las redes de distribución) aplicables independientemente por el operador de las redes de transporte y el operador de las redes de distribución. Estos son:
Tarifas de uso de redes de transporte.
Tarifa de uso global del sistema
Tarifas de uso de redes de distribución
La estructura de la tarifa de uso de redes de transporte aplicadas por el mismo transportista consta de cuatro términos:
1. capacidad utilizada en los puntos de entrada, 2. capacidad utilizada en los puntos de salida, 3. energía en periodos pico en los puntos de salida y 4. energía en periodos fuera de pico en los puntos de salida.
Para cada uno de los anteriores términos, está definido su respectiva tarifa (siguiendo el mismo orden):
1. precio de capacidad utilizada en los puntos de entrada, 2. precio de capacidad utilizada en los puntos de salida, 3. precio de energía en periodos pico en los puntos de salida y 4. precio de energía en periodos fuera de pico en los puntos de salida.
62
La formulación usada es la siguiente93:
Importe = ∑ Capacidad Utilizada Punto Entrada x Precio Capacidad Punto Entrada +
∑ Capacidad Utilizada Punto Salida x Precio Capacidad Punto Salida +
∑ Energía Periodo Pico en Punto Salida x Precio Energía Periodo Pico en Punto Salida +
∑ Energía Periodo Fuera Pico en Punto Salida x Precio Energía Periodo Fuera Pico en Punto Salida
Cabe tener en cuenta que cada uno de los anteriores precios está sujeto a aplicación del factor multiplicativo bajo la estructura de costos incrementales.
La anterior fórmula es aplicable a entregas realizadas en alta presión94. Como fue previamente mencionado, las entregas realizadas en media y baja presión son asociadas a otra tarifa, la cual sigue siendo parte de la tarifa de uso de redes de transmisión, pero son aplicadas por los operadores de las redes de distribución.
La tarifa de uso de redes de transmisión aplicada por los distribuidores tiene dos componentes que son: entregas realizadas en media presión y entregas realizadas en baja presión95; las cantidades de gas entregadas están sujetas a reajustes por pérdidas y autoconsumos. Además, existe un precio único para ambas entregas en media y baja presión; la formulación usada es la siguiente96:
Importe = Precio Energía x [∑ Entregas Media Presión x Perdidas y Ajustes Media Presión +
∑ Entregas Baja Presión x Perdidas y Ajustes Baja Presión x Perdidas y Ajustes Media Presión]
Hasta este punto solo se ha revisado la estructura y formulación utilizada para el cálculo de la tarifa de uso de las redes de transporte en Portugal. Además de esta, existen dos tarifas adicionales que son: tarifa de uso global del sistema y tarifa de uso de red de distribución.
Similar a la tarifa de uso de las redes de transmisión, la tarifa de uso global del sistema tiene dos componentes, uno que corresponde a las entregas realizadas en alta presión, cuya tarifa es aplicada por el transportista, y el otro que corresponde a las entregas realizadas en media y baja presión, cuya tarifa es aplicada por los distribuidores.
La tarifa aplicada por el transportista utiliza dos tipos de precios de energía: Precio I y Precio II (Parcela I y Parcela II). Precio I permite recuperar los costes de gestión del sistema y precio II
93 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 107 94 Alta presión en Portugal: presión superior a 20 bares. 95 Media presión en Portugal: mayor a 4 y menor a 20 bares, baja presión: menor a 4 bares. 96 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 108
63
permite recuperar las desviaciones de la actividad de compra y venta de gas natural definido en el ámbito de sostenibilidad de los mercados97. La tarifa aplicada por el transportista tiene dos componentes: entregas en alta presión que incluyen los productores de electricidad en el régimen ordinario, y entregas en alta presión que no incluyen dichos productores; su formulación es la siguiente98:
Importe = Entregas Alta Presión (Inc. Productores Electricidad) x Precio I +
Entregas Alta Presion (Exc. Productores Electricidad) x Precio II
Por otra parte, la tarifa de uso global del sistema aplicada por el distribuidor utiliza un precio único de energía (correspondiente a la tarifa de uso global del sistema) y tiene dos componentes que son: entregas de energía en media presión y entregas de energía en baja presión, ambos sujetos a reajustes por pérdidas y autoconsumos. La formulación usada es la siguiente99:
Importe = ∑ [Entregas Baja Presión x Pérdidas y Autoconsumos Media Presión x Pérdidas y
Autoconsumos Baja Presión x Precio Energía +
Entregas Media Presión x Pérdidas y Autoconsumos Media Presión x Precio Energía]
Adicional a las dos tarifas revisadas e igualmente en contraste con las mismas (uso de red de transmisión y uso global del sistema), la tarifa de uso de red de distribución solo es aplicada por el distribuidor. Dicha tarifa se divide en dos partes: (i) tarifa por uso de red de distribución de media presión y (ii) tarifa por uso de red de distribución de baja presión.
La tarifa de uso de red de distribución de media presión consta de cuatro partes que son:
1. capacidad utilizada en la red de media presión, 2. energía entregada en periodos pico y fuera de pico en media presión, 3. un término fijo aplicado en base al número de clientes conectados a la red de media
presión y, 4. energía entregada en periodos pico y fuera de pico en baja presión (las entregas en baja
presión están sujetas a reajustes por pérdidas y autoconsumos).
Su fórmula es la siguiente100 (cabe recordar que todos los componentes de la siguiente fórmula corresponden a usos de la red de distribución):
Importe (Media Presión) =
97 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 41 98 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 109 99 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 110 100 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 111
64
Capacidad Utilizada MP x Precio Capacidad Utilizada MP +
Energía Entregada Periodos Pico MP x Precio Energía Periodos Pico MP +
Energía Entregada Periodos No Pico MP x Precio Energía Periodos No Pico MP +
Número Clientes Conectados MP x Precio Término Fijo MP +
[Energía Entregada Periodos Pico BP x Precio Energía Periodos Pico BP +
Energía Entregada Periodos No Pico BP x Precio Energía Periodos No Pico BP] x
Pérdidas y Autoconsumos BP
Por otra parte, la tarifa de uso de red de distribución de baja presión consta de tres términos, pero antes de detallarlos, es conveniente realizar una aclaración acerca de la estructura de cobro. La red de distribución de baja presión está categorizada en dos partes:
Red de distribución de baja presión para suministros anuales superiores a 10.000 m3 (BP>).
Red de distribución de baja presión para suministros anuales inferior o igual a 10.000 m3 (BP<).
Aclarado lo anterior, los tres términos de la tarifa de uso de red distribución en baja presión son:
1. capacidad utilizada de la red de baja presión (para BP> y BP<), 2. energía entregada en períodos pico y fuera de pico (para BP> y BP<) y, 3. un término fijo aplicado en base al número de clientes conectados a la red de distribución
de baja presión (distinguiendo los conectados a BP> y los conectados a BP<)
Su formulación es la siguiente101:
Importe (Baja Presión) =
Capacidad Utilizada BP> x Precio Capacidad Utilizada BP> +
Capacidad Utilizada BP< x Precio Capacidad Utilizada BP< +
Energía Entregada Periodos Pico BP> x Precio Energía Periodos Pico BP> +
Energía Entregada Periodos Pico BP< x Precio Energía Periodos Pico BP< +
Energía Entregada Periodos No Pico BP> x Precio Energía Periodos No Pico BP> +
Energía Entregada Periodos No Pico BP< x Precio Energía Periodos No Pico BP< +
101 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 111
65
Número Clientes Conectados BP> x Precio Término Fijo BP> +
Número Clientes Conectados BP< x Precio Término Fijo BP<
Similar a los precios aplicados en la tarifa de uso de la red de transmisión, los precios aplicados en la tarifa de uso de la red de distribución también están sujetos a aplicación del factor multiplicativo bajo la estructura de costos incrementales.
Al final, el importe total a cobrar por el uso de la red de distribución, es la suma del importe en media y baja presión.
Tabla 14 resume las tarifas a cobrar por el uso de las redes de transmisión y distribución en Portugal, incluyendo la entidades responsables en su aplicación.
Tabla 14. Tipo de tarifa a aplicar por el uso de las redes de transmisión y distribución y entidad responsable en aplicarla (Portugal)
Tarifa Tarifa aplicada por
Operador Red transmisión Operador Red Distribución Tarifa de uso de red
de transmisión X X
Tarifa de uso global del sistema
X X
Tarifa de uso de red de distribución
X
8.3.2. Tarifa de Uso de Redes de Transmisión y Distribución en España En contraste con el sistema tarifario portugués, y como ya fue mencionado anteriormente, en España se utiliza una tarifa única por el uso de la red de transmisión y distribución. La estructura aplicada consta de dos términos: (i) término de reserva de capacidad y (ii) término de conducción, lo que puede ser visto como término fijo y término variable, respectivamente102.
Importe = Importe Término Reserva Capacidad + Importe Término Conducción
Primeramente, para el cálculo del término de reserva de capacidad se consideran dos variables que son: caudal nominado y caudal contratado. Similar al caso de los terminales GNL, los usuarios son penalizados (con un incremento en la tarifa) si el caudal nominado es mayor del 105% del
102 Real Decreto 949/2001: artículo 31
66
caudal contratado, y son recompensados si el caudal nominado es menor del 85% del caudal contratado, ya que se aplica un descuento en la tarifa a cobrar.
La tarifa a cobrar es un término fijo aplicable en base al caudal diario a facturar (término de capacidad), que como ya fue mencionado, es calculado en base los caudales nominados y contratados. La fórmula usada para el cálculo del término de reserva de capacidad es la siguiente (teniendo en cuenta los descuentos o penalizaciones que correspondan)103:
Importe Término Reserva Capacidad = Caudal Facturar x Término Fijo Entrada Sistema
Por otra parte, el término de conducción (término de energía) también consta de dos términos, uno fijo y uno variable, y similar al sistema tarifario en Portugal, es dividido por niveles de presión, es decir, las tarifas a aplicar son diferentes dependiendo al nivel de presión donde se realicen las entregas (donde esté ubicado el consumidor final). En España se usan tres niveles de presión: alta, media y baja presión, los cuales no son necesariamente iguales a los niveles de presión manejados en Portugal104.
Para cada uno de los tres niveles de presión definidos en el párrafo anterior, se han creado escalones de consumo dependiendo en la cantidad de kWh consumidos por año por consumidor final; para cada uno de estos escalones existen términos fijos y variables diferentes.
Como ya fue mencionado, el término de conducción está compuesto por un término fijo y un término variable:
Para las entregas realizadas en alta y media presión, el término fijo es cobrado en base al caudal diario a facturar:
o Para alta presión se aplican descuentos y penalizaciones dependiendo del caudal contratado y nominado. Existen descuentos cuando el caudal nominado es inferior al 85% del caudal contratado, y existen penalizaciones cuando el caudal nominado es superior al 105% del caudal contratado (similar al funcionamiento aplicado en el término de reserva de capacidad)
o Para media presión no se aplican descuentos y/o penalizaciones por nominaciones que excedan o estén por debajo del caudal contratado
Para las entregas realizadas en baja presión, el término fijo es cobrado en base al número de consumidores del comercializador.
El término variable, para cualquier nivel de presión, es cobrado en base a los kWh consumidos.
103 Real Decreto 949/2001: artículo 31.a 104 España: alta presión: mayor a 60 bares, media presión: mayor a 4 y menor a 60 bares, baja presión: menor a 4 bares. Portugal: alta presión: mayor a 20 bares, media presión: mayor a 4 y menor a 20 bares, baja presión: menor a 4 bares
67
La fórmula usada para el cálculo del término de conducción, para alta y media presión, es la siguiente:
Importe Término Conducción (AP & MP) = ∑ [Término Fijo x Caudal Facturar +
Término Variable x Gas Consumido]
La fórmula usada para el cálculo del término de conducción para baja presión es la siguiente:
Importe Término Conducción (BP) = ∑ [Término Fijo x Número Consumidores +
Término Variable x Gas Consumido]
Cabe tener en cuenta que para las dos anteriores fórmulas hay que considerar los escalones de consumos para aplicar los respectivos términos fijo y variable105.
En resumen, en España se utiliza una tarifa única para el cálculo del peaje de uso de red de transmisión y distribución. Su formula consta de un término fijo y uno variable, los cuales son diferenciados por nivel de consumo. El término variable, para todos los niveles de presión es cobrado en base a los kWh consumidos, mientras que el término fijo es cobrado en base al caudal a facturar (alta y media presión) o en base al número de consumidores del comercializador (baja presión). Para alta presión se realizan descuentos y penalizaciones en base a la combinación de caudal nominado y contratado. A continuación, Tabla 15 muestra el número de escalones de consumo existentes por nivel de presión, usados para el cálculo de la tarifa de uso de red de transmisión y distribución en España.
Tabla 15. Número de escalones de consumo por nivel de presión (tarifa de uso de red de transmisión y distribución)
Número de escalones de consumo
Alta Presión Media Presión Baja Presión Tarifa de uso de red de
transmisión y distribución 3 6 4
8.4. Conclusiones La metodología de cálculo de la tarifa de acceso a las redes de transmisión y distribución en España y Portugal son diferentes en lo conceptual, estructura, e incluso en los términos asociados
105 Real Decreto 949/2001: artículo 31.b
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a estas. Adicionalmente, en algunos casos, en España se otorgan descuentos o se penaliza dependiendo de la combinación de caudal contratado-nominado, y en Portugal no. Incluso, los niveles de presión en los dos países, alta, media y baja presión, no son iguales (no corresponden a los mismos niveles de presión).
Lo anterior habla de las diferencias entre ambas estructuras tarifarias, incluso, debido a estas diferencias, se dificulta trazar una línea comparativa entre los enfoques en los dos países.
Primeramente, en España se utiliza una tarifa única para el cobro del uso de las redes de transmisión y distribución, mientras que en Portugal se utilizan tres tarifas independientes: (i) tarifa de uso de redes de transmisión, (ii) tarifa de uso de redes de distribución y (iii) tarifa de uso global del sistema. La suma de las anteriores tres tarifas, corresponde a la tarifa total de uso de las redes de transmisión y distribución.
Tanto en España como en Portugal se utilizan términos de capacidad y energía para el cálculo de la tarifa de uso de redes de transmisión y distribución. En términos generales se puede decir que en España la tendencia de uso de términos fijos es mayor que en Portugal (en Portugal el uso de términos fijos en las tarifas de uso de las infraestructura es prácticamente nulo).
Adicionalmente, en Portugal se diferencian las entregas realizadas en periodos pico y no pico, mientras que en España se utiliza la misma tarifa independientemente del nivel de consumo. Además, los precios aplicables en Portugal están sujetos a incrementos ya que estos se encuentran bajo la estructura de costos incrementales.
A continuación, capítulo 9 se centrará en el estudio de las estructuras tarifarias a aplicar por el uso de los almacenamientos subterráneos, tanto España como en Portugal.
69
9. Tarifas de Acceso a los Almacenamientos Subterráneos
9.1. Introducción En los dos capítulos anteriores, capítulo 7 y 0, se han revisado las estructuras tarifarias a aplicar por el uso de los terminales GNL, y por el uso de las redes de transmisión y distribución, respectivamente, en España y Portugal. Este capítulo está basado en el mismo estudio de tarifas de acceso, pero para los almacenamientos subterráneos.
Como ya se ha mencionado en los dos capítulos anteriores, los modelos regulatorios utilizados en ambos países para el cálculo de las tarifas difieren el uno del otro: �revenue cap� para España y �rate-of-return regulation� para Portugal.
A continuación, sección 9.2, presentará algunos aspectos generales del cálculo del canon de almacenamiento subterráneo, mientras que la sección 9.3, se enfocará en el estudio de la estructura del cálculo del mismo.
9.2. Generalidades del Cálculo del Canon de Almacenamiento Subterráneo En el caso de Portugal, la tarifa de uso de almacenamientos subterráneos debe permitir la recuperación de los costes incurridos por su operación, y asegurar cierta ganancia adicional (permitida), en ello consiste el mecanismo de �rate-of-return�. Por otra parte, en España, la tarifa de uso de almacenamientos subterráneos se calcula tomando como punto de partida las ganancias máximas permitidas por instalación (�revenue cap�), y en base a esta se establece la tarifa. Claro está, este modelo permite a los titulares de las instalaciones disfrutar de ganancias extra en caso de poder disminuir los costes de operación.
Una de las pocas similitudes encontradas en los dos países con respecto al cálculo de la tarifa de uso de almacenamientos subterráneos, es que en ambos casos se usa una fórmula única para su determinación, en contraste con las múltiples fórmulas encontradas en los dos países para el cálculo de la tarifa de uso de terminales GNL (caso de España) y para el cálculo de la tarifa de uso de redes de transmisión y distribución (caso de Portugal). Hay que decir a pesar de que se usa una única fórmula para su cálculo, las estructuras de estas difieren considerablemente en los dos países.
Es importante resaltar cuales son los servicios que pueden ser prestados por los almacenamientos subterráneos. Estos son:
Almacenamiento de gas.
Inyección y extracción de gas desde y hacia los almacenamientos subterráneos.
70
La sección 9.3 a continuación, detallará las diferencias encontradas en la estructura del cálculo del canon de almacenamiento subterráneo en España y Portugal.
9.3. Estructura del Cálculo del Canon de Almacenamiento Subterráneo Como se ha podido observar en los dos capítulos anteriores (7 y 0), los estilos usados en España y Portugal para el cálculo de las tarifas de uso de las instalaciones gasistas difieren en la forma de cobro de los servicios prestados, siendo el cobro en Portugal más explícito y en España más implícito. Lo anterior se debe a que en España generalmente hay un término de energía y un término de capacidad, y algunos servicios prestados no tienen un término de energía asociado: esto se ve claramente en el caso de la tarifa de uso de terminales GNL, en el que existe un término de energía para la cantidad de gas regasificado, pero no hay un término asociado a las descargas de buques o almacenamiento en GNL. Lo anterior indica que dicha tarifa debe permitir la recuperación de los costes por servicios que no tienen asociado ningún término. Por otra parte, en Portugal se usan varios términos de capacidad, cada uno orientado al cobro de un servicio en específico.
En términos generales se puede decir que dicha tendencia se mantiene para el cálculo del canon de almacenamiento subterráneo.
Nuevamente, en España se usan dos términos para el cálculo de la tarifa de uso de almacenamientos subterráneos: (i) un término de capacidad, que corresponde al cobro de la capacidad de almacenamiento contratada, y (ii) un término de energía, que corresponde al cobro del gas inyectado y extraído desde y hasta el almacenamiento subterráneo. La formulación usada en España es la siguiente106:
Importe = Término Fijo x Capacidad Almacenamiento Contratada +
Término Variable x Cantidad Gas Inyectado y Extraído
Por su parte, la formulación en Portugal consta de dos partes: importe por inyecciones y extracciones, e importe por almacenamiento de gas; ambos importes asociados a términos de energía. La tarifa de almacenamientos subterráneo en Portugal carece de un término de capacidad. Su fórmula es la siguiente:
Importe = Importe Inyecciones y Extracciones + Importe Almacenamiento Gas
La cantidad total de energía extraída e inyectada desde y hacia los almacenamientos subterráneos es sumada y cobrada con cargo al precio de energía de la tarifa de uso de almacenamientos subterráneos, la fórmula usada es la siguiente:
106 Real Decreto 949/2001: artículo 32
71
Importe Inyecciones y Extracciones = (Energía Inyectada + Energía Extraída) x Precio de Energía
Por otra parte, el término de almacenamiento de gas es cobrado en base a la energía total almacenada. Dicha cantidad de energía es cobrada con cargo al precio de energía almacenada de la tarifa de uso de almacenamientos subterráneos, su fórmula es la siguiente107:
Importe Almacenamiento Gas = ∑ Energía Almacenada x Precio Energía Almacenada
Cabe tener en cuenta, que en la fórmula anterior, la sumatoria de la energía almacenada en los almacenamientos subterráneos es realizada por día (es decir, la sumatoria de la energía almacenada cada día).
Lo anterior señala que a pesar de las diferencias en el cálculo del canon de almacenamiento subterráneo en los dos países, aún se encuentran ciertas similitudes, como es el caso del cobro de las inyecciones y extracciones de gas.
Tabla 16 a continuación, presenta un resumen de las tarifas de acceso a las instalaciones de almacenamiento subterráneo en España y Portugal.
Tabla 16. Resumen de la estructura tarifaria aplicada por el uso de instalaciones de almacenamiento subterráneo, en España y Portugal
España Portugal Tarifa de uso de instalaciones de almacenamiento
subterráneo
Tarifa única de uso de almacenamientos subterráneos
Tarifa única de uso de almacenamientos subterráneos
Términos a cobrar Capacidad de almacenamiento
contratada Gas inyectado y extraído
Gas inyectado y extraído Gas almacenado
Descripción del cálculo de la tarifa
Se aplican dos términos: Término fijo (de capacidad): se
usa para el cobro de la capacidad de almacenamiento contratada
Término variable (de energía): se usa para el cobro del gas inyectado y extraído
Se aplican dos términos variables (de energía): Gas inyectado y extraído: es
sumado y multiplicado por el precio de energía
Gas almacenado: se realiza la sumatoria del gas almacenado por día y hora, y se multiplica por el precio de energía almacenada
107 Regulamento Tarifário do Sector do Gás Natural: artículo 106
72
9.4. Conclusiones Luego de revisar las estructuras tarifarias aplicadas en España y Portugal por el uso de los terminales GNL, redes de transmisión y distribución, y almacenamientos subterráneos, se puede decir que quizás es el último de ellos el que menos diferencias presenta entre los dos países, a pesar de las diferencias descritas en la sección 9.3.
La principal similitud encontrada es el cobro de las inyecciones y extracciones de gas. De resto, los demás términos aplicados en cada país no son iguales: en España se realiza el cobro de la capacidad de almacenamiento contratada, mientras que en Portugal no. Además, en Portugal se realiza el cobro de la cantidad de energía almacenada, mientras que en España no.
73
10. Problemas Existentes y Potenciales: Aspectos a Mejorar
10.1. Introducción Luego de revisar en detalle los reglamentos españoles y portugueses relacionados con el acceso de terceros a la infraestructura gasista, y de destacar diferencias importantes que potencialmente puedan tener un impacto negativo sobre la competitividad de ambos mercados, es momento de analizar cuáles son esos aspectos en los dos países que son (o pudieran ser en un futuro) fuentes de distorsión, limitantes y/o problemas.
En los capítulos anteriores, se revisaron aspectos relevantes del acceso de terceros a la infraestructura gasista, como contratación, condiciones de uso, asignación de capacidad, manejo de congestión, balance y tarifas. Para cada uno de estos aspectos, se resaltaron las similitudes y diferencias encontradas. Pero adicionalmente, algunas de las prácticas implementadas en los dos países pudieran significar amenazas contra la competitividad de sus mercados gasistas.
Hay que tener en cuenta cuál es el objetivo principal de la Comisión Europea con respecto al sector gasista: crear un mercado único europeo de gas, el que permita a los consumidores disfrutar de precios competitivos. Además de lo anterior, también se busca utilizar de forma óptima las infraestructuras e incentivar innovación.
Por tanto, este capítulo está enfocado a presentar esos problemas (actuales o potenciales) que pudieran estar atentando contra la competitividad de ambos mercados gasistas (español y portugués), es decir que pudieran estar llevando a barreras adicionales para la entrada de nuevos sujetos al mercado como prácticas discriminatorias, acaparamiento de capacidad, entre otras.
A continuación, sección 10.2 presentará los potenciales inconvenientes por el uso de métodos diferentes para el acceso a las redes de transmisión. Sección 10.3 tratará acerca de los precios de las capacidades de corta duración, mientras que la sección 10.4 estará enfocada en las limitantes causadas por los contratos de suministro de gas de larga duración en Portugal.
Posteriormente, sección 10.5 y 10.6 describirán los problemas actuales en el uso de mecanismos de asignación de capacidad y manejo de congestión, y en mercados secundarios, respectivamente. Finalmente, sección 10.7 se enfocará en los problemas (potenciales) causados por los mecanismos de balance usados actualmente.
10.2. Coexistencia de Diferentes Métodos de Acceso a las Redes de Transmisión En España se usan dos métodos diferentes para el acceso a las redes de transmisión y para las interconexiones internacionales, que son:
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Método de Entrada-Salida (Entry-Exit Model): se usa para el acceso a las redes de transmisión dentro de España.
Método de Itinerarios Contractuales (Point-to-Point model): se usa para el acceso a las interconexiones internacionales.
Por otra parte, en Portugal se utiliza un método único para el acceso a las redes de transmisión e interconexiones internacionales, que es el método de sello postal108 (Postage-Stamp method).
El hecho de que existan dos métodos diferentes de acceso a las redes de transmisión (e interconexiones), da paso a tratos diferentes a los dos tipos de infraestructura, creando una clara división entre accesos internos a España e internacionales. Lo anterior tiene dos principales desventajas: (i) disminución de liquidez en los dos mercados, internos e internacionales, y (ii) diferenciación de reglas de acceso a la red de transmisión interna y redes de interconexión (KEMA International B.V., 2009).
En este último caso (diferenciación de reglas de acceso), esto puede conllevar a la creación de barreras de entrada a al mercado Español por parte de agentes de mercado internacionales, por ejemplo agentes de mercado provenientes de Portugal, ya que las reglas de acceso de agentes de mercado locales e internacionales no serán homogéneas.
Pese a la anterior desventaja, hay que tener en cuenta que según lo establecido por el Artículo 13 del Reglamento (CE) nº 715/2009, a partir del 3 de septiembre de 2011 no será permitido el uso de itinerarios contractuales para el cálculo de las tarifas, como es el caso del modelo �Point-to-Point�. Además, el mismo artículo también indica que las tarifas se fijarán por separado por cada punto de entrada o punto de salida del sistema de transporte, lo que sugiere que el uso del método de entrada-salida con requerimiento de capacidades de entrada y de salida iguales (Postage-stamp) no debería ser usado.
Todo lo anterior indica que posiblemente la aplicación de los métodos actuales de acceso a las redes de transmisión, en España y Portugal, es de carácter temporal, y que estos temas serán modificados en los años siguientes.
10.3. Precios de Capacidades de Corta Duración El tema de los precios de las capacidades de corta duración es delicado debido al impacto que tiene este en la competencia del mercado y las finanzas de los operadores de las infraestructuras. Diría que es cuestión de mantener un equilibrio entre las dos partes.
108 El método de sello postal (Postage-Stamp) es igual al método de entrada-salida, con el requerimiento adicional de que las capacidades de entrada y salida sean iguales
75
Por un lado, altos precios de las capacidades de corta duración limitarían a los agentes de mercado a tomar ventaja de diferencias de precios espontáneas entre los dos países, ya que estas dificultarían el arbitraje, afectando negativamente la competencia en los dos mercados (KEMA International B.V., 2009). Por otro lado, por motivos financieros, los operadores de las infraestructuras tenderán a asegurar la recuperación de los costes operacionales, por lo que en algunos casos (por ejemplo en picos de demanda en invierno) necesitarán incrementar los precios de las capacidades de corta duración para recuperar dichos costes operacionales.
Además, con respecto al periodo de utilización, debido a la existencia de meses de alta y baja utilización (seasonalities), los precios de capacidades de corta duración deben reflejar lo anterior: altos precios para utilizaciones en invierno y precios bajos para utilizaciones en verano (ERGEG, 2009).
Con respecto a la variabilidad de los precios de las capacidades de corta duración debido al periodo de año en que se usan, hay que decir que en España esto se ve reflejado, ya que se aplican descuentos adicionales entre los meses de abril a septiembre109. En Portugal, por otra parte, no está muy claro como se aplican dichas variabilidades. Como fue revisado en el capítulo 0, en los usos de las redes de transmisión y distribución se aplica el concepto de discriminación de energía entregada en periodos pico y periodos fuera de pico, y se aplica un incremento en la tarifa de energía entregada en periodos pico. La determinación de los periodos pico es realizada previamente por el regulador ERSE, para periodos regulatorios de tres años, en base a información recibida por parte de los operadores de las instalaciones. Por lo tanto no es claro en qué medida el concepto de discriminación de energía entregada en periodos pico y no pico aplica para las variabilidades de los precios de capacidades de corta duración en cambios de estaciones (verano-invierno).
Por otra parte, los precios de las capacidades de corta duración en España podrían significar hasta un 300% de la tarifa estándar en invierno y hasta un 90% de la tarifa estándar en verano110. En Portugal, el término de capacidad para utilizaciones de corta duración representa solo un 20% de la tarifa estándar, mientras que el incremento en periodos pico es 13 veces mayor que la tarifa estándar (KEMA International B.V., 2009).
Hay que mencionar que no es fácil determinar en qué medida los precios actuales de las capacidades de corta duración son justos o no; en realidad esto depende de muchas variables como nivel de uso de las infraestructuras durante el año, entre otras. En cualquier caso, un aspecto importante es el reflejo de dicho nivel de uso en los precios, como es el caso de España. Como ya fue mencionado, en Portugal no es claro en qué medida la estructura de la tarifa refleja lo anterior.
109 Orden ITC/3520/2009: Anexo I 110 Orden ITC/3520/2009: Anexo I
76
10.4. Contratos de Suministro de Gas de Larga Duración en Portugal Un punto que tienen en común muchos países europeos, es la existencia de contratos de aprovisionamiento de gas de larga duración, los cuales tienen asociados contratos de acceso a la infraestructura necesaria para poder transportar dicho gas.
En Portugal se encuentra un caso especial de contratos de acceso a la infraestructura gasista asociados a contratos de suministro de gas de larga duración, los cuales fueron celebrados antes de la publicación de la Directiva n° 2003/55/UE. Estos contratos son111:
Contrato de aprovisionamiento de gas con origen en Argelia, celebrado en 1994 y válido hasta 2020. El contrato da acceso a las interconexiones internacionales y redes de transmisión.
Contrato de aprovisionamiento de gas en GNL con origen en Nigeria, celebrado en 1998 y válido hasta 2020. El contrato da acceso terminales GNL (Sines).
Contrato de aprovisionamiento de gas en GNL con origen en Nigeria, celebrado en 1999 y válido hasta 2023. Similar al caso anterior, el contrato también da acceso al terminal GNL Sines.
Contrato de aprovisionamiento de gas en GNL con origen en Nigeria, celebrado en 2002 y válido hasta 2025/6, con acceso al terminal GNL Sines.
Hay que decir que la asignación de capacidad en Portugal, sobre todo la capacidad asociada a los contratos descritos arriba, puede llevar a prácticas discriminatorias, ya que a estos contratos se les da preferencia en la asignación de capacidad. Además, y más importante aún, en presencia de congestiones en las redes de transmisión, interconexiones y terminales GNL, la capacidad asignada a estos contratos se mantiene, es decir, no está sujeta a subasta ni a sus costes asociados112.
Lo anterior claramente tiene repercusiones en la competitividad en el mercado gasista en Portugal, ya que la preferencia en la asignación de capacidad otorgada a estos contratos y la práctica de métodos de manejo de congestión discriminatorios, da ventaja a los agentes de mercado actuales sobre los nuevos entrantes, por tanto, obstaculizando su entrada al mercado gasista portugués.
Pese a esto, hay que decir que este tema tiene mucha relevancia a nivel político, lo que potencialmente podría imponer dificultades al tratar de buscar e implementar soluciones.
111 RARII: artículo 36.1 112 RARII: artículo 36.4
77
10.5. Problemas en Asignación de Capacidad y Manejo de Congestión Existen varias desventajas relacionadas con los contratos de larga duración. En algunos casos particulares, los contratos de larga duración son objeto de análisis ex ante de competición, con el fin de determinar el impacto de dichos contratos en la competitividad del mercado. El problema de estos análisis es que entre mayor sea la duración de dichos contratos menor será el entendimiento del comportamiento e impacto de estos en el mercado, por lo que dichos análisis están fuertemente limitados (European Comission Competition DG, 2007).
Por otra parte, uno de los hallazgos del Energy Sector Inquiry (European Comission Competition DG, 2007), es que a pesar que en la mayoría de interconexiones la capacidad contratada está cerca de la capacidad máxima, esto no se ve reflejado en la capacidad usada, es decir que los agentes de mercado están subutilizando las infraestructuras, y lo que es peor aún, están bloqueando el uso de dicha capacidad que no está siendo usada; como consecuencia: barreras adicionales para la entrada de nuevos agentes al mercado.
Abajo, Ilustración 1 muestra la capacidad de salida contratada y usada para el interconector de gas Badajoz entre España y Portugal. En este se puede apreciar que a pesar de que prácticamente toda la capacidad está contratada, la misma no está siendo usada en su totalidad. En todo caso para un análisis más detallado, habría que tener en cuenta otras variables como temperatura, estación en la que se tomaron las muestras, entre otras.
Ilustración 1. Capacidad de salida contratada y usada para el interconector Badajoz entre España y Portugal durante Junio 2010 (del 1 al 12)113
113 Tomado de: (1) Plan de operación mensual (junio 2010) y (2) Capacidad de instalaciones (junio 2010). www.enagas.es
0
20
40
60
80
100
120
140
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
GWh/día
Capacidad Reservada Tránsito Portugal
Capacidad Total Nominal
Capacidad Contratada
Capacidad Usada
78
La razón principal de este problema, es que normalmente los contratos de suministro de gas de larga duración con cláusulas �take-or-pay� tienen asociada la capacidad de infraestructura con cláusulas �ship-or-pay� y que permiten realizar renominaciones hasta dos horas antes de que los flujos relevantes de gas comiencen. Por tanto, la capacidad ofrecida en el mercado secundario (si existe) está disponible solo en periodos de tiempo muy cortos, y normalmente con cláusulas de interrumpibilidad asociadas (European Comission Competition DG, 2007).
Realmente hay pocos mecanismos en los dos países para forzar o incentivar a los agentes de mercado a ofrecer al mercado secundario aquella capacidad que no planeen utilizar. Por ejemplo, como se explicó en la sección 2.6, en España, en caso que se determine que un agente de mercado está subutilizando constantemente la capacidad asignada, se podrá reducir su reserva de capacidad. Pese a que dicho mecanismo está disponible, el tiempo para que dicha reducción de capacidad suceda puede ser largo, por lo que se necesitan mecanismos más eficientes y rápidos.
Además hay que tener en cuenta que muchos de estos contratos tienen cláusulas de prorrogación, lo que significa que el agente de mercado en poder de dicho contrato, tiene preferencia en la recontratación de capacidad, una práctica potencialmente discriminatoria ya que pone a los nuevos entrantes claramente en desventaja frente a los agentes con capacidad contratada, lo que puede afectar negativamente la competitividad del mercado al poner barreras de entrada a tales nuevos agentes de mercado.
Para finalizar, otro aspecto crítico en España es el uso de métodos de manejo de congestión basados en congestiones zonales. En la sección 3.2 se comentó que en España, a pesar que según la regulación el mecanismo de manejo de congestión es el prorrateo, en realidad el Gestor Técnico del Sistema otorga derechos de acceso teniendo en cuenta las congestiones zonales, en donde tendrán mayor prioridad aquellas capacidades asociadas a suministros de gas más cercanos al punto de salida. Este mecanismo es claramente discriminatorio ya que algunos sujetos tendrán mayor prioridad que otros en la asignación de capacidad.
10.6. Problemas en Mercados Secundarios Muchos de los inconvenientes encontrados en los mercados secundarios de capacidad en España y Portugal, son consecuencias de los mecanismos de asignación de capacidad primaria, aunque hay que decir que también existen muchas limitantes debido al diseño actual de los mercados secundarios.
El diseño actual de los mecanismos de asignación de capacidad usados en ambos países no incentiva a los agentes de mercado a ofrecer la capacidad que no se va a utilizar a mercados secundarios (reciclaje de capacidad), ya que esto permitiría la entrada de nueva competencia.
79
Cláusulas como �use-it-or-lose-it� (úselas o piérdalas) y �use-it-or-get-paid-for-it� (úselas o reciba pago por ellas) incentivarían a los agentes con capacidad sin usar a proporcionarla a los mercados secundarios, evitando el acaparamiento de la misma y permitiendo a otros agentes interesados a usar dicha capacidad (ERGEG, 2007). Pese a esto, en ninguno de los dos países se aplican dichas cláusulas, y por consecuente la cantidad de capacidad presente en los mercados secundarios es poca, lo que en parte explica el poco desarrollo de estos.
Por otra parte, y más directamente relacionado con la organización de los mercados secundarios en sí, hay que decir que debido al poco uso de los mismos (debido a la poca oferta de capacidades), su organización no es la mejor. Por una parte, nuevos entrantes en búsqueda de capacidad se ven forzados a recurrir a otros agentes con capacidad, algo con lo que no se sienten cómodos debido a que de alguna forma están revelando sus estrategias comerciales a la competencia (ERGEG, 2007). Lo mismo pasa en el sentido contrario, agentes con capacidad sin usar y en búsqueda de otros agentes interesados en comprar dicha capacidad, pueden sentirse en desventaja ya que de alguna forma están revelando información relacionada con sus estrategias comerciales (ERGEG, 2009). Por tanto es necesario que en los mercados secundarios se asegure la confidencialidad de los agentes involucrados, en caso de que así se haya solicitado.
Como se comentó anteriormente, los mercados secundarios de capacidad se ven altamente afectados debido a los derechos de renominación de los sujetos con capacidad contratada: por ejemplo, en España en algunos casos, es posible renominar hasta dos horas antes de que los flujos relevantes de gas comiencen114. Esto permite que los sujetos con capacidad contratada puedan esperar hasta último momento para cambiar sus nominaciones, y si hay capacidad sin usar, esta estará disponible solo en periodos muy cortos, evitando así la entrada de nuevos competidores (o por lo menos haciéndolo más difícil) (ERGEG, 2009).
Para finalizar, mecanismos como �over-subscriptions�115 y �buy-back�116 servirían para maximizar el uso de las infraestructuras, ya que se incrementaría la oferta de capacidad, permitiendo así que nuevos entrantes tengan acceso a estas (ERGEG, 2009). Pese a esto, dichos mecanismos tampoco son usados en ninguno de los dos países.
114 Orden ITC/3126/2005: NGTS-04. Nominaciones 115 El mecanismo de �over-subscriptions� permite que el operador ofrezca más capacidad de la técnicamente posible, de esta forma, maximizando el uso de las mismas. En caso de congestiones el operador puede utilizar cláusulas �buy-back� para obtener la capacidad adicional que necesite. 116 El mecanismo �buy-back� consiste en la compra de capacidad que ya ha sido contratada anteriormente por agentes, por parte del operador. Dicho mecanismo puede ser aplicado como una cláusula adicional a contratos de capacidad o se puede establecer un mercado de compra de capacidad en retorno, donde se escogerá la oferta más económica
80
10.7. Problemas en los Mecanismos de Balance En el capítulo 5 se habló acerca de los mecanismos de balance usados en España y Portugal. Una de las principales diferencias encontradas es el método de cálculo de las penalizaciones asociadas a desequilibrios: mientras que las penalizaciones aplicadas en España son calculadas y fijadas de ante mano, las penalizaciones en Portugal están indexadas a precios externos de referencia.
Uno podría argumentar que como la indexación es realizada a un mercado de referencia externo, este reflejará el coste real de solucionar los desequilibrios. Pero existen dos problemas principalmente con respecto a penalizaciones indexadas a mercados externos: (i) los precios de referencia de algunos hubs están fuertemente indexados al valor del petróleo, mostrando poca variabilidad debido a oferta y demanda de gas, por tanto, su valor potencialmente de desvía del valor real del gas, y como consecuencia el valor de las penalizaciones podría no reflejar el coste real de solucionar los desequilibrios. Además, (ii) los precios indexados normalmente se desvían de los costes de balance, al menos que dentro de un país se use la misma indexación para ambos (KEMA International B.V., 2009).
Por otra parte en España, debido a que las penalizaciones asociadas a desequilibrios son fijadas de antemano, esto podría tener un problema principalmente: debido a que su valor es fijo, este podría no reflejar el coste real de solucionar los desequilibrios, ya que dicho valor real variará en base a la oferta y la demanda. Por tanto dichas penalizaciones pueden no reflejar el coste real asociado a desequilibrios.
Por otra parte, a pesar de la existencia en la regulación española de un mecanismo de mercado para el suministro de servicios de balance, hay que decir que en realidad este nunca ha sido utilizado, y en el caso de Portugal, simplemente no existe ningún mecanismo de mercado para el suministro de servicios de balance. Cabe mencionar que la Regulación 715/2009/UE sugiere en su artículo 21 el uso de mecanismos de mercado para el suministro y compra de servicios de balance.
La falta de mecanismos de mercado para el suministro de servicios de balance, así como la existencia de penalizaciones que no reflejen el coste de solucionar los desequilibrios es considerado como una amenaza para el desarrollo de un ambiente competitivo en el mercado. Como fue descrito anteriormente, las penalizaciones calculadas de antemano (caso español) tienen el riesgo de desviarse del valor real de solucionar los desequilibrios: si su valor llegara a ser muy bajo, esto incentivaría a los agentes a no hacer un uso óptimo de las infraestructuras, por tanto limitando la entrada de nuevos agentes; en cambio, si su valor llegara a ser muy alto, lo que es muy probable que pase ya que esta es una forma fácil para que los operadores aseguren que se respeten los límites otorgados a cada agente (KEMA International B.V., 2009), esto también desincentivaría la entrada de nuevos agentes debido a los altas penalizaciones por desbalances.
Adicionalmente, el uso de penalizaciones que no reflejen el coste de los desequilibrios tendría el mismo efecto anterior, ya que si su valor es muy bajo se incentivará el uso no óptimo de las
81
instalaciones, limitando nuevas entradas de agentes, mientras que si su valor es muy alto, se limitarán las operaciones de arbitraje realizadas por los agentes, en cualquiera de los dos casos, limitando la competencia en el mercado.
10.8. Conclusiones Como fue revisado a lo largo de este capítulo, existen ciertas prácticas utilizadas en los dos países que potencialmente podrían limitar el nivel de competencia en sus respectivos mercados. Hay que decir que para algunos aspectos (de todos los revisados en este capítulo), es más claro que pueden ser fuente de limitaciones para el desarrollo competitivo de los mercados, como es el caso del acaparamiento de capacidad a través de contratos y la subutilización de las mismas. En otros casos no es muy claro, e incluso el impacto de implementaciones de medidas para solucionar dichos problemas puede ser muy limitado, como puede ser el caso de los problemas en los mecanismos de balance.
A continuación, capítulo 0 presentará una serie de recomendaciones que al ser implementadas puedan ayudar al desarrollo de los mercados gasistas de España y Portugal.
82
11. Recomendaciones
11.1. Introducción Luego de revisar, en el capítulo anterior (capítulo 10), los actuales y potenciales problemas en los mercados gasistas de España y Portugal que pudieran estar afectando negativamente la competitividad de los mismos, se destacaron algunos puntos críticos en la regulación actual de los dos países que deben ser mejorados o corregidos para poder reducir algunas barreras que están limitando la competitividad en los mercados gasistas.
Este capítulo está enfocado en realizar algunas recomendaciones en busca de reducir los problemas mencionados en el capítulo anterior. Más precisamente, dichas recomendaciones están enfocadas en cuatro aspectos diferentes que son: modelo de mercado de largo plazo (sección 11.2), mecanismos de asignación de capacidad y manejo de congestión (sección 11.3), mercados secundarios de capacidad (sección 11.4) y mecanismos de balance (sección 11.5).
Cabe mencionar que más allá de presentar dichas recomendaciones separadamente, estas en su mayoría están relacionadas unas con otras, es decir, mejoras en un aspecto tendrán impacto en otros.
11.2. Modelo de Mercado de Largo Plazo Una de las principales iniciativas del grupo de reguladores Europeos (ERGEG) es la implementación de un modelo de mercado de largo plazo �target model� cuyos principios generales son:
Establecimiento de zonas de mercado como zonas entrada-salida con hub virtuales.
Mecanismo de manejo de congestión recomendado son las subastas. Prorrateo es aceptado como paso intermedio, y �first come, first served� queda prohibido.
La idea principal detrás del modelo de mercado de largo plazo es el establecimiento de hubs de gas virtuales, y que se permita el intercambio de gas entre hubs utilizando el modelo entrada-salida. De esta forma, un usuario que pretenda suministrar gas a un hub deberá contratar capacidad de entrada al punto de balance, y también deberá contratar capacidad de salida del punto de balance al punto de salida donde será entregado el gas, evitando de esta manera múltiples capacidades contratadas (�pancaking�).
El uso del modelo de entrada-salida, acompañado de subastas como método de manejo de congestión incentivaría el comercio de gas, aumentando así la liquidez del mercado y desarrollo de los hubs. Además las tarifas de entrada-salida reflejan mejor los costes de proporcionan señales de inversión (A. Alonso, 2010).
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Por supuesto, la implementación de este modelo de mercado de largo plazo propone grandes retos para los dos países. Como se revisó en el capítulo 0, en Portugal el modelo tarifario usado tanto para flujos locales como internacionales, es el modelo �postage-stamp�, mientras que en España se usa el modelo entrada salida para los flujos locales y el modelo �point-to-point� para las interconexiones. El cambio a un modelo entrada-salida en su totalidad en los dos países podría implicar cambios en los flujos en las redes, influyendo así las tarifas de entrada-salida; por tanto es recomendable que la implementación sea gradual (A. Alonso et al., 2010).
Pese a estas dificultades, un aspecto positivo de la implementación de este modelo de mercado es que permitiría la existencia de un único modelo para el intercambio de gas local e internacional: modelo entrada-salida. Esto ayudaría a la transparencia del sistema ya que se evitarían potenciales tratos discriminatorios que pudieran afectar negativamente a agentes foráneos.
Por otra parte también hay que tener en cuenta que en España el mecanismo de manejo de congestión no son las subastas. Es más, la regulación española indica que en caso de congestión se asignará la capacidad de forma prorrateada, pero en realidad el Gestor Técnico del Sistema asigna la capacidad teniendo en cuenta las restricciones zonales, lo que representa una práctica claramente discriminatoria. En este caso sería recomendable usar temporalmente, como paso intermedio, el método de prorrateo para asignar capacidad en presencia de congestión.
Igualmente, la adopción de las subastas como método de manejo de congestión, pasando temporalmente por el método de prorrateo, es un paso positivo para la transparencia y no discriminación del sistema.
11.3. Mecanismos de Asignación de Capacidad y Manejo de Congestión En el capítulo anterior se revisaron algunos problemas actuales en los mercados gasistas, cuyo origen (por lo menos en parte) está en los mecanismos de asignación de capacidad y/o mecanismos de manejo de congestión.
Por ejemplo, los contratos de suministro de gas de larga duración en Portugal, los cuales tienen asociados capacidad de transmisión y terminales GNL pero con condiciones preferenciales. En este punto es importante recordar que en presencia de congestión en las infraestructuras en Portugal, se subastará la capacidad, pero esto no aplica para los ya mencionados contratos de suministro de gas ya que la capacidad asignada a estos se mantiene incluso en presencia de congestión. La principal desventaja del trato preferencial dado a estos contratos es que sus propietarios están en ventaja competitiva frente a otros agentes los cuales tienen que hacer parte de la subasta para poder adquirir capacidad, en otras palabras, trato discriminatorio.
Por otra parte, muchos de los contratos de capacidad tienen asociados derechos de renominación, que en algunos casos permite renominar hasta dos horas antes de que los flujos relevantes de gas
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comiencen. Por tanto, el operador de las infraestructuras solo podrá ofrecer la capacidad sin usar de manera firme al mercado primario o secundario, dos horas antes de que los flujos de gas comiencen. Lo anterior da un margen muy corto de tiempo a agentes interesados en acceder al mercado para tomar decisiones con respecto a estrategias comerciales.
Por tanto, es claro que algunas condiciones de contratos de capacidad que están vigentes deben ser renegociadas, lo puede ser no bien recibido por los agentes debido a las grandes cantidades de dinero asociadas y además de que existe el riesgo de realizar expropiaciones injustas de derechos.
Con respecto a las condiciones preferenciales a las capacidades asociadas a contratos de suministro de gas de larga duración en Portugal, mi opinión personal es que estas deben ser removidas, por lo menos de forma gradual; hay que tener en cuenta que algunos de estos contratos tienen vigencia hasta 2025, y bajo las condiciones actuales se limitaría el desarrollo del mercado gasista en los años a venir. Por otra parte, los derechos de renominación también deben ser revisados, ya que los derechos actuales permite a los agentes acaparar capacidad sin usar hasta último momento, haciendo difícil la entrada de nuevos agentes.
Otro tema a revisar, y de carácter urgente es la implementación de un mecanismo que permita regresar al mercado aquella capacidad sin usar por los agentes. Como se revisó en el capítulo 10, en España existe un mecanismo de mediano-largo plazo para ello, en la cual se monitorea el uso y si se observa constantemente que la capacidad está siendo subutilizada se podrá reducir la capacidad reservada por el agente. Pese a esto, se necesitan mecanismos adicionales que permitan regresar al mercado toda la capacidad que no sea usada.
Para esto existen varias opciones que fueron mencionadas en el capítulo anterior, como condiciones asociadas a contratos de capacidad como: �use-it-lose-it� o �use-it-or-get-paid-for-it�. Otra posible opción es el uso de �oversubcriptions� acompañado de mecanismos �buy-back� que permitan al operador ofrecer más capacidad de la que es posible atender y en caso de congestión usar alguna de las cláusulas �buy-back� que permita al operador adquirir capacidad que ha sido asignada previamente. Por supuesto, el uso de �oversubcriptions� y mecanismos �buy-back� solo debe ser usado cuando los ingresos superen los costes.
11.4. Mercados Secundarios de Capacidad En la sección anterior 11.3, se revisaron algunas recomendaciones con respecto a los mecanismos de asignación de capacidad, manejo de congestión. Muchas de estas recomendaciones tienen impacto en los mercados secundarios de capacidad, principalmente porque con el uso de mecanismos de retorno de capacidad sin usar al mercado, se aumenta la capacidad disponible en el mercado secundario, lo que permite la entrada de nuevos agentes y por ende, teniendo un impacto positivo en la liquidez del mismo.
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La verdad acerca de los mercados secundarios de capacidad en España y Portugal es que el nivel de transacciones realizadas es muy poco, principalmente por la falta de capacidad disponible. Por tanto, como ya se mencionó en la sección anterior, el hacer disponible en mercados secundarios aquella capacidad sin usar es clave, sobre todo para el desarrollo de dichos mercados.
Pese a esto, también existen algunos aspectos a mejorar con respecto a la configuración de dichos mercados secundarios, como es el tema de confidencialidad. Como fue mencionado en la sección 10.6, la configuración actual de los mercados secundarios no mantiene la confidencialidad de los sujetos que participan en este, lo que tiene repercusiones negativas en el mismo ya que los agentes que participan en este mercado pueden sentir que están relevando información importante acerca de sus estrategias comerciales al revelar su intención de comprar o vender capacidad en los mercados secundarios. De tal forma, para solucionar este inconveniente, se debe reservar de forma anónima la identidad de los agentes que participen en este. Es importante también dejar la posibilidad abierta de que los agentes realicen transacciones de derechos de capacidad fuera del mercado.
11.5. Mecanismos y Mercados de Balance En la sección 10.7 se presentaron y se argumentó acerca de algunas debilidades con respecto a los mecanismos de balance utilizados actualmente en España y Portugal.
Primero que todo, la inhabilidad de las penalizaciones por desequilibrios de reflejar los costes de balance. Hay que decir en los dos países esto es un problema, ya que en el caso de Portugal dichas penalizaciones están indexadas a precios de mercados externos de gas, lo que tiene dos inconvenientes: (i) los precios de gas en algunos hubs han mostrado estar fuertemente indexados a los precios del petróleo, mostrando así poca reacción a los cambios en la demanda y oferta del gas, y (ii) al menos que los costos de balance tengan la misma indexación, las penalizaciones no reflejarán los costes reales por desequilibrios. Por otra parte, en España las penalizaciones son fijadas de antemano, y potencialmente podrían no reflejar el coste real de balance debido a que estos podrían variar en el tiempo.
Por tanto es necesario implementar un mecanismo para el cálculo de las penalizaciones que (i) refleje el coste real de balance y que (ii) no sea estático, sino que varíe en términos de oferta y demanda de servicios de balance.
El anterior argumento nos lleva a la siguiente recomendación, el establecimiento de un mercado de servicios de balance. En España existe un mecanismo de mercado para la recepción de ofertas de gas para balance, pero no es un mercado en todo el sentido de la palabra ya que no hay ofertas y demandas, ni tampoco un proceso de �clearing�. Como ya se ha comentado anteriormente, en realidad, a pesar de que en teoría dicho mecanismo de mercado existe, este nunca se ha utilizado.
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En Portugal por otra parte, todos los servicios de balance son regulados. Por tanto la oportunidad de introducir en ambos países un mercado de servicios de balance podría traer todas las ventajas actuales en los mercados de gas y electricidad, como por ejemplo, menores tarifas.
Este mercado no solo podría servir para la compra y venta de servicios de balance, sino que también se podría permitir la transacción de cuentas de balance. Por ejemplo, aquellos sujetos con balance positivo podrían realizar transacciones con aquellos que tengan balance negativo. También se pueden crear diferentes mercados dependiendo del horizonte temporal, por ejemplo mercados de servicios de balance diarios, mensuales y anuales.
11.6. Conclusiones Como se revisó en el desarrollo de este capítulo y en el anterior (capítulo 10 y 0, respectivamente), existen algunos aspectos en la regulación actual en los sistemas gasistas de España y Portugal que necesitan ser revisados, evaluados y mejorados de tal forma que se puedan reducir las barreras actuales experimentadas por agentes con interés de entrar a sus respectivos mercados.
Se destacaron cuatro aspectos principalmente que son: modelo de mercado de largo plazo, mecanismos de asignación de capacidad y manejo de congestión, mercados secundarios de capacidad y mecanismos de balance; todos estos importantes para el desarrollo de la competitividad de los mercados gasistas de ambos países. Pese a esto se consideran especialmente importantes las acciones tomadas con respecto a los mecanismos de asignación de capacidad y manejo de congestión, y mecanismos de balance.
El motivo principal del argumento anterior es que se hace necesario incrementar el nivel de competencia en los mercados. En ello, los mecanismos de asignación de capacidad y manejo de congestión juegan un papel clave, ya que si son implementados adecuadamente, permitirían la competencia leal y no discriminatoria.
Por otra parte, con respecto a los mecanismos de balance, hay que decir que existe mucho potencial y mucho por mejorar en ese aspecto. La introducción (y uso) de un mercado de balance en los dos países podría ayudar a un uso más eficiente de las infraestructuras, así como también a penalizaciones por desequilibrios que se ajusten a los costes reales de balance.
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12. Conclusiones Luego de revisar detalladamente cada uno de los aspectos importantes relacionados con la contratación y condiciones de uso de capacidad de las instalaciones gasistas en España y Portugal, hay que decir que existen muchas diferencias entre estos dos países.
Estas diferencias son encontradas desde el proceso de contratación, hasta el cálculo de las tarifas, pasando por los mecanismos de balance, asignación de capacidad y manejo de congestión.
Desde el punto de competitividad en los mercados gasistas de los dos países hay que decir que existen algunos aspectos positivos, otros regulares con potencial para mejora y otros totalmente negativos que deben ser cambiados.
Entre los aspectos positivos se puede destacar el cálculo de las tarifas de uso de las instalaciones, que a pesar que se encontraron muchas diferencias entre los regímenes tarifarios de ambos países, estos muestran un cobro adecuado. Como fue mencionado anteriormente, no solo porque existan diferencias, se puede considerar que esto esté limitando el desarrollo de la competencia, aunque hay quienes argumenten que diferentes regímenes tarifarios entre países dificulta la entrada de agentes a mercados extranjeros. Claro que esto puede imponer dificultades, pero poniéndolo en perspectiva, hay aspectos más relevantes y urgentes que signifiquen dificultades mayores para el desarrollo de competencia.
Por otra parte, hay que decir que a pesar de que algunos mecanismos en teoría están disponibles y funcionando en ambos mercados, la verdad es que en algunos casos estos están débilmente implementados y con poca relevancia para dichos mercados. Este es el caso de los mercados secundarios de capacidad y los mecanismos de balance basados en mecanismos de mercado. Con respecto al primero, hay muchas cosas por mejorar en los mercados secundarios, es cierto que el éxito de los mercados secundarios no solo depende solo de su configuración, pero pese a esto, hay muchos aspectos por mejorar allí. Por otro lado, como ya fue mencionado anteriormente, existe mucho potencial en la introducción de un mercado de mecanismos de balance.
Finalmente, entre los aspectos críticos que necesitan ser mejorados urgentemente, hay que destacar la ausencia de mecanismos para el retorno de la capacidad sin usar a mercados secundarios de capacidad. Cláusulas �use-it-or-lose-it� en los contratos de capacidad, o la implementación de �oversubcriptions� y mecanismos �buy-back� permitirían incrementar la capacidad disponible en mercados secundarios, lo que tendría un efecto positivo para el desarrollo de la competitividad en los mercados gasistas.
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13. Referencias
13.1. Legislación Española Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos
Orden de 1 de junio de 2001 por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de gas natural
Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista
Orden ITC/3520/2009, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2010 y se actualizan determinados aspectos relativos a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista
Orden ITC/3862/2007, de 28 de diciembre, por la que se establece el mecanismo de asignación de la capacidad de los almacenamientos subterráneos de gas natural y se crea un mercado de capacidad
Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso económico de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural
Resolución de 25 de julio de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se regulan las condiciones de asignación y el procedimiento de aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista
13.2. Legislación Portuguesa Despacho n° 24 145/2007 O Regulamento do Acesso às Redes, às Infra-Estruturas e às Interligações do Sector do Gás Natural (RARII), aprovado pelo despacho, da ERSE, n.o 19 624-A/2006, de 11 de Setembro, publicado em suplemento ao Diário da República, 2.a série, de 25 de Setembro de 2006, estabelece as condições técnicas e comerciais segundo as quais se processa o acesso às redes de transporte e de distribuição às instalações de armazenamento subterrâneo de gás natural, aos terminais de GNL e às interligações
Mecanismo de atribuição da capacidade na RNTGN. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Febrero 2008
Mecanismo de atribuição da capacidade no armazenamento subterrâneo de gás natural. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Febrero 2008
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Mecanismo de atribuição da capacidade no terminal de GNL. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Febrero 2008
Notas relativas ao funcionamento operacional do SNGN no âmbito do enquadramento regulamentar da ERSE. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Junio 2007
Regulamento de operação das infra-estruturas do sector do gás natural. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Junio 2010
Regulamento do acesso às redes, às infra-estruturas e às interligações do sector do gás natural (RARII). Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Febrero 2010
Regulamento tarifário do sector do gás natural. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Febrero 2010
Tarifas e preços de gás natural para ano gás 2009-2010. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Junio 2009
Tarifas e preços de gás natural para o ano gás 2010-2011 e parâmetros para o período de regulação 2010-2013. Entidade Reguladora Dos Serviços Energéticos. Junio 2010
13.3. Legislación Europea Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE
Reglamento (CE) n° 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) n° 1775/2005
13.4. Otras Referencias Alonso, A., Olmos, L. & Serrano, M. (2010). Application of an entry-exit tariff model to the gas transport system in Spain.
Alonso, A. (2010). Regulación del mercado del gas en España. Comisión Nacional de Energía
E-Bridge Consulting GmbH. (2010). Macro-Economic Effects Regarding Congestion Management in Europe. Study on behalf of the Bundesnetzagentur (Germany), the Commission de Régulation de l'Energie (France) and E-Control (Austria)
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Enagas. (2010). Junio 2010 Capacidad de las instalaciones. Recuperado el 11 de junio de 2010, de http://www.enagas.es/cs/Satellite?blobcol=urldata&blobheader=application%2Fpdf&blobkey=id&blobtable=MungoBlobs&blobwhere=1146251038885&ssbinary=true
ERGEG. (2009). Congestion management on European Gas Transmission Networks. Recommendations for Guidelines Adopted via a Comitology Procedure. Ref: E09-GNM-10-04.
ERGEG. (2007). Secondary Markets - the way to deal with contractual congestion on interconnection points- An ERGEG conclusions paper.
European Comission Competition DG. (2007). Energy sector inquiry.
KEMA International B.V. (2009). Study on methodologies for gas transmission network tariffs and gas balancing fees in Europe.