La sostenibilidad económico-financiera del sistema gasista español

La sostenibilidad económico-financiera
del sistema gasista español
Eficacia de los instrumentos regulatorios para la sostenibilidad
económica, energética y ambiental
Ismael Bahillo Santoyo
Dirección de Energía
Subdirector de Regulación EconómicoFinanciera y Precios Regulados
28 de octubre 2014
Índice
1. Principales características del sector
2. Evolución de la demanda, ingresos y costes del sistema
gasista
3. Evolución de los precios regulados
4. Medidas regulatorias para la sostenibilidad económica
del sistema de gas natural
5. Costes de financiación de las empresas reguladas
2
Índice
1. Principales características del sector
2. Evolución de la demanda, ingresos y costes del sistema
gasista
3. Evolución de los precios regulados
4. Medidas regulatorias para la sostenibilidad económica
del sistema de gas natural
5. Costes de financiación de las empresas reguladas
3
Principales características del sector:
tamaño y estructura de consumo
bcm
 6º mercado de gas por tamaño en Europa (2013):
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Alemania
UK
Italia
Francia
Holanda
España
Belgica Irlanda
Portugal Dinamarca
Grecia
 Estructura del consumo por sectores UE (2011) y España (2013): menor
peso del segmento doméstico comercial y del segmento eléctrico en España con respecto a la
media UE
Fuente: BP Statistical
Review of World Energy
2013 y SEDIGAS.
4
Principales características del sector:
balance primario y final de energía
 Estructura de energía primaria
2013: el gas natural representa
el 21,5% (UE, 24%).
 Estructura de energía final
2013: el gas natural
representa el 17,7%.
Fuente: Balance Energético de 2013 y Perspectivas para 2014.
MINETUR y Club Español de la Energía.
5
Principales características del sector:
infraestructuras gasistas
I: 0 GWh/día
E: 5 GWh/día
I: 165 GWh/día
E: 165 GWh/día
∆Capacidad Tanques: +41%
I: 25 GWh/día
E: 30 GWh/día
I: 35 GWh/día
E: 45 GWh/día
∆Capacidad Tanques: +100%
∆Capacidad Tanques: +34%
∆Capacidad Tanques: +32%
I: 355 GWh/día
I: 266 GWh/día
6
Principales características del sector:
aprovisionamientos
 España es prácticamente 100% dependiente del exterior en combustibles
derivados del petróleo y gas natural.
 Aprovisionamientos de gas: mix equilibrado GN/GNL (54%/46%) y
diversificado por origen (11 orígenes en 2013; Argelia 51% total).
Trinidad y Tobago
13%
Argelia
21%
Qatar
23%
Nigeria
21%
Peru
10%
Oman
2%
Noruega
8%
Belgica
1%
Egipto
0%
Francia
1%
GNL
46%
GN
54%
Nacional
0%
Portugal
1%
Francia
22%
Argelia
77%
7
Índice
1. Principales características del sector
2. Evolución de la demanda, ingresos y costes del sistema
gasista
3. Evolución de los precios regulados
4. Medidas regulatorias para la sostenibilidad económica
del sistema de gas natural
5. Costes de financiación de las empresas reguladas
8
Factores que afectan a los ingresos
regulados: demanda de gas
 La demanda de gas en 2013 (333,4 TWh) se sitúa en valores de 2004 (320 TWh).
 Por mercados, la demanda doméstica-comercial alcanzó su máximo en 2010 con 64,3 TWh
(56,6 TWh en 2013). La demanda en generación alcanzó su máximo en 2008 con 188 TWh
(57 TWh en 2013).
TWh 500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Doméstico‐comercial
Fuente: SEDIGAS.
Industrial
Generación
Otros
9
Factores que afectan a los ingresos
regulados: puntos de suministro
 En la actualidad hay aproximadamente 7,5 millones de consumidores, sin embargo,
crecimiento anual superior a 300.000 hasta 2007, caída hasta valores por debajo de
100.000 actualmente.
0,9
Clientes totales (millones)
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,5
3,8
4,2
4,6
4,9
5,3
5,7
6,0
6,4
6,7
6,9
7,1
7,2
7,3
7,4
7,5
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
3,0
0,3
2,0
0,2
1,0
0,1
0,0
0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Fuente: SEDIGAS.
Número clientes totales
Incremento anual
 Los consumidores domésticos (grupos tarifarios 3.1 y 3.2), representaron en 2013 el
55% de los 2.341 M€ de ingresos del término de conducción del peajes de transporte
10
y distribución.
Incremento de clientes (millones)
1
10,0
Previsión de demanda punta y demanda
punta observada, 2008-2016
4.000
Demanda punta diaria prevista 2011: 2.848 GWh/día
3.500
3.000
GWh/dia
2.500
Demanda punta prevista: 3.351 GWh/día
Demanda punta prevista: 2.214 GWh/día
1596
1360
Demanda
convencional en
punta invernal
961
2.000
1755
1.500
1488
1.000
Demanda sector
electrico en
punta invernal
Demanda punta diaria en 2013: 1.441 GWh/día
1253
Demanda Punta
electrica
prevista
DemandaPunta
convencional
prevista
500
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Fuente: Documento de Planificación 2008‐2016; Fuente: El sistema gasista español – Informe 2013. ENAGAS. Nota: se han agregado líneas de tendencia entre las previsiones para 2008, 2011 y 2016.
11
Evolución de la capacidad de entrada al
sistema
 Capacidad total de transporte del sistema:
 Capacidad de entrada de las plantas de GNL:
Fuente: El sistema gasista español – Informe 2013. ENAGAS.
12
Evolución de las redes de transporte y
distribución
 La longitud de la red de transporte y distribución se sitúa en 81.118 km, un
incremento del 55% respecto a 2004.
100.000
10.000
80.000
68.173
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
30.131
33.620
37.022
40.133
44.311
48.148
52.122
55.295
58.870
71.077
74.273 76.108
79.041 81.118
63.139
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
20.000
2.000
10.000
1.000
0
0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Redes de transporte y distribución
Incremento
Fuente: SEDIGAS.
13
Incremento de km
Clientes totales (millones)
Longitud total de red (km)
90.000
Exceso de capacidad de entrada en el
sistema gasista
3.000
Mercado convencional
2.500
Sector electrico
+102%
2.000
GWh/día
Máximo histórico: 1.863
GWh/día en 2007
Resto
1.500
1.000
Capacidad máxima transportable sistema gasista (Invierno 2012 ‐2013)
500
0
Fuente: elaboración propia a partir de datos de demanda diaria de 2013 disponibles en la web de ENAGAS.
14
Evolución de ingresos, costes y desvíos
en el sistema gasista
 Desvío entre ingresos y costes 2008-2013 (déficit acumulado):
3.500
3.288
Ingresos/Costes (Millones €)
3.000
2.500
2.000
2.487
2.363
2.648
2.466
2.765
2.879
2.990
2.646
3.206
2.879
2.577
1.500
1.000
500
0
‐500
‐124
Déficit
‐182
Costes
‐118
‐302
‐298
‐326
Ing. Liquidables
‐1.000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Fuente: Informes de la CNMC sobre los resultados de la liquidación provisional 14 de las actividades reguladas del sector del gas natural, ejercicios 2008 a 2013. Nota: las barras reflejan el déficit acumulado.


Esta Comisión advirtió en su informe sobre el Sector Energético Español, de marzo de 2012, de
la necesidad de adoptar medidas regulatorias para paliar dicho desequilibrio económico.
A comienzos de 2014 se llevó a cabo una subida moderada de peajes, descontando la revisión
del marco retributivo de las actividades reguladas.
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Índice
1. Principales características del sector
2. Evolución de la demanda, ingresos y costes del sistema
gasista
3. Evolución de los precios regulados
4. Medidas regulatorias para la sostenibilidad económica
del sistema de gas natural
5. Costes de financiación de las empresas reguladas
16
Tarifas integrales reguladas y factura
media
 Tarifas integrales reguladas para consumidores principalmente domésticos:
Tarifa
Consumo anual
Término
Fijo
(€/cliente)/mes
Variable
(c€/kWh)
TUR.1
Consumo ≤ 5.000 kWh/año
4,38
5,725877
TUR.2
5.000 kWh/año ≤ Consumo ≤ 50.000 kWh/año
8,88
5,038477
Fuente: Resolución de 23 de diciembre de 2013 de la DGPEM por la que se publica la TUR de gas natural. Consumo habitual de un TUR.1 Vivienda con cocina y/o calentador de agua de gas natural. TUR.2 Vivienda con calefacción de gas natural.
 Consumo y factura media anual:
Tarifa
Consumo
medio anual
(kWh)
Fijo
(€/año)
Variable
(€/año)
Total
(€/año)
TUR.1
2.507
52,6
143,5
196,1
TUR.2
10.256
106,6
516,7
623,3
Factura Anual
Fuente: CNMC.
17
Evolución de las tarifas integrales
Grupo tarifario TUR.1
 Facturación media por kWh de los clientes acogidos a TUR.1
9,00
Aumento en el periodo del 25,8% 8,00
6,83
7,00
6,22
6,16
6,22
6,31
6,48
c€/kWh
1,69
1,76
2,22
1,92
7,46
2,71
2,78
8,01
7,85
7,06
2,83
2,96
2,96
2,81
2,67
0,76
0,76
0,76
0,76
0,76
4,28
4,39
2013
2014
2,68
2,16
2,39
0,76
0,76
0,76
0,76
3,92
3,92
3,92
3,92
4,08
4,29
4,29
4,29
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
2,16
5,00
4,00
0,76
0,76
0,76
0,76
3,70
3,70
3,70
3,63
3,49
3,64
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
0,76
7,82
7,53
6,56
6,00
1,76
7,39
8,01
7,88
0,76
0,76
3,00
2,00
1,00
0,00
2009
2010
2011
Peajes y cánones
Coste comercialización
2012
Coste del Gas
Fuente: Resoluciones por las que se establece la Tarifa de Último Recurso
Nota: facturación del cliente medio acogido a la TUR.1 (2.507 kWh/año)
18
Evolución de las tarifas integrales
Grupo tarifario TUR.2
 Evolución de la facturación media de los clientes acogidos a TUR.2
Aumento en el periodo del 29,2% 7,00
6,32
6,32
6,16
2,83
2,96
2,96
2,81
2,67
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
3,10
3,16
2013
2014
6,18
6,00
c€/kWh
5,00
4,00
3,00
5,87
5,89
2,71
2,78
2,68
5,80
4,70
1,76
4,64
1,69
4,71
1,76
4,80
5,01
2,22
1,92
5,05
2,16
5,24
2,16
5,47
2,39
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
2,63
2,64
2,84
2,96
2,54
2,84
3,10
2,70
2,84
3,10
2,70
2,84
3,10
2,70
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
0,25
6,08
2,00
1,00
0,00
2009
2010
2011
Peajes y cánones
Coste comercialización
2011
Coste del Gas
Fuente: Resoluciones por las que se establece la Tarifa de Último Recurso
Nota: facturación del cliente medio acogido a la TUR.2 (10.256 kWh/año)
19
Suministros de gas en el mercado
regulado y libre
 Desde 2003 todos los consumidores con cualificados y pueden elegir
suministrador en el mercado libre.
 En 2013, el 97% del consumo y el 72% de los consumidores se abastecen
en el mercado libre.
5%
5%
4%
4%
3%
47%
95%
95%
96%
96%
2010
Consumo:
400.909 GWh
2011
Consumo:
374.483 GWh
Comercializador
2012
Consumo:
361.555 GWh
35%
31%
28%
65%
69%
72%
2011
Clientes:
7.278.501
2012
Clientes:
7.385.202
2013
Clientes:
7.450.442
97%
53%
2009
Consumo:
402.544 GWh
42%
2013
Consumo:
331.464 GWh
CUR
2009
Clientes:
7.054.348
58%
2010
Clientes:
7.180.332
Comercializadores
CUR
Fuente: CNMC.
 La CNMC ha asumido las funciones que venía desarrollando la Oficina de Cambio de
Suministrador desde el 1 de julio de 2014.
20
Índice
1. Principales características del sector
2. Evolución de la demanda, ingresos y costes del sistema
gasista
3. Evolución de los precios regulados
4. Medidas regulatorias para la sostenibilidad económica
del sistema de gas natural
5. Costes de financiación de las empresas reguladas
21
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Real Decreto-ley 13/2012
 El 30/3/2012 se aprobó el Real Decreto-Ley 13/2012 por el que se adoptan medidas
para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos en
el sector eléctrico pero también algunas medidas aplicaban al sector gasista.
 En el sector eléctrico, las medidas tomadas por el MIET suponían una reducción de
costes del sistema de, aproximadamente,1.700 M€.
 En el sector gasista el RD-l se incluyeron varias medidas al objeto de corregir los
desajustes entre ingresos y costes (en línea con las medidas de la Orden
ITC/2906/2010 que establece infraestructuras en “categoría R”):
•
Paralizó la autorización y puesta en servicio de nuevas plantas de regasificación en territorio
peninsular con el fin de no poner en peligro el equilibrio técnico de las plantas de
regasificación en operación.
•
Limitó la construcción de nuevas infraestructuras de transporte de gas a aquellas necesarias
para mantener los compromisos internacionales vinculantes derivados de la construcción de
interconexiones gasistas, así como para atender a nuevos consumidores de gas siempre
que esto no conllevase costes añadidos al sistema
•
Adaptó el régimen retributivo de los AASS con puesta en servicio a partir de 2012 (se
completó con las medidas incluidas en la Orden IET/849/2012.
 El RD-l 13/2012 fue un primer paso alcanzar la suficiencia de ingresos para cubrir los
costes, si bien la propia norma reconoce la necesidad de acometer una reforma de
gas más profunda que permita dotar al sector de los mecanismos adecuados para
afrontar con garantías los retos que plantea el escenario energético actual.
22
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Ley 18/2014
 El 4 de julio de 2014 se aprobó el Real Decreto-ley 8/2014, de aprobación de
medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.
Posteriormente el 15 de octubre se aprobó la Ley 18/2014 de medidas urgentes para
el crecimiento, la competitividad y la eficiencia. En materia energética se adoptan
una serie de medidas dirigidas a garantizar la sostenibilidad económica del sistema
gasista:
Principios
Instrumentos
 Principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista, que
será un principio rector de las actuaciones de las AAPP y demás sujetos del
sistema.
 Corregir los desajustes entre ingresos y costes: el principio de
sostenibilidad implica que los ingresos por el uso de las instalaciones
deben satisfacer los costes reconocidos.
 Se definen los costes del sistema y su mecanismo de financiación.
 Se revisa la retribución de las actividades reguladas y se vincula
parcialmente a la evolución de la economía y la demanda.
 Se consagra el principio de suficiencia.
 Se limita la posibilidad de generación de déficits futuros.
23
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Ley 18/2014
 Ley 18/2014 (Artículo 59). Sostenibilidad económica y financiera
 Se garantiza el principio de suficiencia de ingresos para cubrir costes.
 Se detallan los costes del sector gasista, indicando expresamente que
cualquier coste deberá ser incluido mediante norma con rango legal.
 Toda medida que suponga un incremento de coste o una reducción de
ingresos deberá ir acompañada por otra medida que suponga una
reducción de costes o un incremento de los ingresos, a efectos de
garantizar el equilibrio financiero del sistema.
 Anualmente, mediante Orden ministerial y previo informe de la CNMC
se publicará la previsión de la evolución de ingresos y costes del sector
gasista para los seis años siguientes.
 Norma similar a la establecida en el sector eléctrico.
 Se introduce transparencia en los costes del sistema y su financiación, así como
sobre la evolución de los mismos a medio plazo.
Pendiente: orden de evolución de ingresos y costes del sector para los seis años
siguientes.
24
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Ley 18/2014
 Ley 18/2014 (Artículo 61). Desajustes temporales
 Se define el desajuste como la diferencia negativa entre ingresos y costes de un
ejercicio.
 Se limita el nivel de desajuste anual del ejercicio (excluido el déficit a 31 de
diciembre de 2014):
Déficit del ejercicio: cuando el desajuste supere el 10% de los ingresos
liquidables del ejercicio, los peajes y cánones del ejercicio siguiente serán
incrementados automáticamente para absorber la cuantía que exceda el
límite.
Deuda acumulada: cuando la suma del desajuste anual y las anualidades
reconocidas pendientes de amortizar supere el 15%, los peajes y cánones
del ejercicio siguiente serán incrementados automáticamente para cubrir el
importe que exceda el límite.
El desajuste del ejercicio será financiado por los agentes sujetos a liquidación
de forma proporcional a su liquidación.
•
•
•
 Los agentes tendrán derecho a percibir en los 5 años siguientes a la liquidación
definitiva del ejercicio correspondiente (15 años en el caso del déficit acumulado
a 31 de diciembre de 2014) las cantidades financiadas, más un tipo de interés
en condiciones equivalentes de mercado.
25
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Ley 18/2014
 Ley 18/2014 (Artículo 61). Desajustes temporales (cont.)
 En tanto existan anualidades pendientes de amortizar de años
anteriores, los peajes y cánones no podrán ser revisados a la baja, por
tanto, cuando la diferencia entre ingresos y costes del ejercicio resulte
positiva se destinará a liquidar las anualidades pendientes de ejercicios
anteriores, con preferencia de cobro de los desajustes posteriores a
2014.
 Se podrá establecer, tras solicitud del titular de la planta de
regasificación, un régimen económico singular y de carácter temporal
para la prestación de servicios logísticos de GNL (artículo 60.6).
 Norma similar a la introducida en el sector eléctrico, si bien los límites al desajuste

anual y a la deuda acumulada se fijan en el 10% y el 15%, respectivamente, frente al
2% y el 5% establecidos en el sector eléctrico.
Pendiente. La CNMC debe desarrollar la metodología de peajes y cánones del sector
gasista.
26
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Ley 18/2014
 Ley 18/2014 (Artículo 62). Costes del sistema gasista reconocidos para
2014 y siguientes:
 Se reconoce el déficit acumulado del sistema gasista a 31/12/2014:
 El importe reconocido resulta de la liquidación definitiva.
 Se recupera en 15 años, junto con intereses en condiciones de mercado.
 La CNMC debe proponer la cantidad reconocida, la anualidad y el tipo de
interés.
 No se establece un mecanismo para su titulización, ni se establece esta
posibilidad para los titulares de los derechos de cobro frente al sistema, a
diferencia del sector eléctrico.
 Pendiente: metodología para determinar el tipo de interés de mercado por la
financiación de los desajustes
27
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Ley 18/2014

Revisión de los marcos retributivos de las actividades reguladas gasistas (artículo 60),
introduciendo determinados principios básicos similares a los que introdujo el R.D.-Ley 9/2013 en
el sector eléctrico:
•
En la metodología retributiva se considerarán los costes necesarios para realizar la actividad
por una empresa eficiente y bien gestionada.
•
Se permitirá la obtención de una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo.
•
Se establecen periodos regulatorios de 6 años.
•
En la fijación de los parámetros de retribución, cada 6 años, se tendrá en cuenta la situación
cíclica de la economía, la demanda de gas, la evolución de los costes, las mejoras de
eficiencia, la retribución adecuada para estas actividades y el equilibrio económico y
financiero del sistema durante el periodo regulatorio.
•
La tasa de retribución financiera se mantiene fija durante el periodo regulatorio. Se establece
como las obligaciones del Estado a 10 años más un diferencial.
•
La retribución a la inversión de las instalaciones de la red básica se calcula a partir de su
valor neto.
•
Se eliminan los actualizadores sobre la retribución de la inversión.
•
Se introduce una mayor simetría entre las actividades reguladas de transporte,
regasificación y almacenamiento, y entre los activos de cada actividad puestos en servicio
en distintos momentos temporales.
•
No se retribuyen requerimientos de Comunidades Autónomas y Ayuntamientos que
impliquen costes superiores a los de la normativa estatal.
28
Impacto Ley 18/2014 sobre la retribución
de las actividades reguladas
 La revisión del marco retributivo establecida en la Ley 18/2014 supone una
reducción de la retribución de las actividades reguladas de, aproximadamente,
238 millones euros:
Orden IET/2446/2014 (millones euros)
Impacto reforma
Distribución
1.509,6
‐110
Transporte
1.074,7
‐97
Regasificación
585,5
‐23
AASS
224,6
‐8
Otros (GTS, CNMC)
15,8
TOTAL
3.394
‐238
Fuente: MINETUR.
 La cifra anterior (-238 M€) se refiere al cómputo anual. Al entrar en vigor la
nueva retribución el 5 de julio de 2014, el impacto en este ejercicio es,
aproximadamente, el 50%.
29
Medidas regulatorias para la sostenibilidad
Real Decreto-ley 13/2014
 Real Decreto-Ley 13/2014, de 3 de octubre, por el que se adoptan medidas
en relación con el sistema gasistas:
•
Se establece la hibernación de las instalaciones del almacén Castor, la extinción
de la concesión, la asignación de la administración de las instalaciones a
Enagás Transporte y el reconocimiento de inversiones a Escal UGS, S.L
•
Reconocimiento de inversiones (1.351 M€) a ESCAL UGS, S.L.
•
Derecho de cobro con cargo al sistema gasista y recuperación a través de la
facturación por peajes de acceso y cánones del sistema gasista durante 30 años
(a partir del 1 de enero de 2016).
•
Tipo de interés anual fijo 4,267% (aproximadamente Bono a 30 años + 85 pb).
•
Los derechos de cobro se pondrán ceder total o parcialmente.
•
De acuerdo con el MIET, a partir de 2017 se estima un ahorro en más de 110
millones de euros al año, pues pasará su retribución reconocida de 210 a 100
millones de euros cada año.
30
Índice
1. Principales características del sector
2. Evolución de la demanda, ingresos y costes del sistema
gasista
3. Evolución de los precios regulados
4. Medidas regulatorias para la sostenibilidad económica
del sistema de gas natural
5. Costes de financiación de las empresas reguladas
31
Evolución del coste de financiación de las
empresas reguladas
El coste de financiación puede aproximarse como IRS (tipo de interés) + CDS (diferencial)
Evolución IRS a 5 años (últimos 10 años)
%
En la actualidad los tipos de interés y
por lo tanto el IRS están en los valores
más bajos de los últimos 10 años.
Fuente: Informe de la CNMC sobre el proyecto de Real Decreto que regula la cesión del déficit eléctrico de 2013. Datos Blomberg.
Evolución CDS a 5 años (últimos 10 años)
p.b.
Fuente: Informe de la CNMC sobre el proyecto de Real Decreto que regula la cesión del déficit eléctrico de 2013. Datos Blomberg .
32
Evolución del coste de financiación de las
empresas reguladas
Evolución reciente del Bono del Estado a 10 años
El Bono del Estado a 10 años
se ha reducido
significativamente en 2013 y
2014. Actualmente se sitúa en
el 2,3%.
Fuente: Blomberg
Diferencial Emisiones Empresas - Estado
TIR
(%)
Diferencial (p.b.)
El coste (TIR) de las
emisiones de las empresas
(puntos azules) es inferior al
coste del bono del Estado
de vencimiento más
cercano al plazo de la
emisión (puntos rojos) en
todas las emisiones desde
2012.
En 2014 se observa un
estrechamiento del
diferencial entre las
empresas y el Estado.
Nota: ENG (Enagas); GNF
(Gas Natural Fenosa);
REE (Red Eléctrica); IBE
(Iberdrola)
Fuente: Informe de la CNMC sobre el
proyecto de Real Decreto que regula la
cesión del déficit eléctrico de 2013. Datos
de Bloomberg.
Anexo
34
Retribución al transporte, regasificación y
almacenamiento subterráneo

Se establece una metodología común para las instalaciones de transporte, regasificación y
almacenamiento bajo principios homogéneos.

Esta retribución se compone de un término fijo por disponibilidad de la instalación y un
término variable por continuidad de suministro:
Rni  RD ni  RCS ni
•
El término fijo de disponibilidad incluye la retribución por OPEX, amortización y una
retribución financiera calculada mediante la aplicación al valor neto anual de la inversión, la
tasa de retribución financiera de cada periodo regulatorio.
•
Un término variable por continuidad de suministro función de la variación anual del consumo
de gas natural (transporte); variación de demanda de gas regasificado en el conjunto de las
plantas (regasificación) y variación del gas útil almacenado en los AASS. Se reparte en
función de la ponderación del coste de reposición.
— permite por una parte, ajustar los costes del sistema ante situaciones de variación de demanda
equilibrando las diferencias entre los ingresos y los costes del sistema y,
— por otra, traslada parte del riesgo de la variación de la demanda, que hasta el momento era soportado
por el consumidor final, al titular de las instalaciones.
•
Eliminación de cualquier procedimiento de revisión automática de valores y parámetros
retributivos en función de índices de precios.
•
Retribución por extensión de vida útil: OPEX incrementados por un coeficiente cuya cuantía
dependen del número de años que supere la vida útil regulatoria.
35
Retribución al transporte, regasificación y
AASS: retribución por disponibilidad
Retribución Anual por Disponibilidad
RDni  CI ni  COM ni
Costes de O&M (Transp y Regas)
COM ni  COMFni  COMVni
Costes de inversión
CI ni  Ani  RFni
Amortización
 VI 
Ai   i 
 VU i 
VIi: valor reconocido del elemento de inmovilizado i de la inversión.
VUi: vida útil regulatoria del elemento de inmovilizado i
Costes de operación y Costes de operación y mantenimiento fijos de mantenimiento cada elemento de variables de cada inmov. i en el año n elemento i en el año n
Retribución financiera
RFni  VNI ni * TR
Valor neto inversión
VNI ni  VI i  (k  1) * Ai
Valor neto de la inversión del elemento de inmovilizado i en el año n, donde k es el número de años transcurridos desde la fecha de puesta en servicio. Vida útil regulatoria: gasoductos 40 años ↑
Retribución anual por disponibilidad del elemento de inmovilizado i en el año n
Tasa de retribución
Obligaciones del Estado a 10 años + 50 puntos básicos. Se mantendrá durante todo el primer periodo regulatorio
Costes unitarios de referencia de O&M para cada elemento de inmovilizado i en el año n
Costes de O&M (AASS)
COM ni  COMI ni  COMDni
Costes de O&M indirectos y directos de cada elemento de inmovilizado i en el año n
36
Retribución al transporte, regasificación y
AASS: continuidad de suministro
Retribución Anual por Continuidad de Suministro

RCS ni , A   Ni , A * RCS nA1 * f
Coeficiente de reparto de la retribución por continuidad de suministro para el año n entre todos los elementos de inmovilizado i de la actividad A

i, A
n

VRI ni 1
im
VRI
i 1
j
n 1
Donde VRIin‐1 es el valor de reposición en del elemento de inmovilizado i
El valor de reposición se obtendrá aplicando a los parámetros técnicos de la instalación los valores unitarios de inversión en vigor
A
* 1  D 
Retribución anual por continuidad de suministro en el año n‐
1 de la actividad A m
RCS nA1   RCS ni ,A1
i 1
Suma de la retribución anual por continuidad de suministro de todos los activos considerados ese año para dicha actividad.
Retribución total por actividad:
• Transporte: 233 M€
• Regasificación: 48 M€
• AASS: 6,5 M€
A
n
Retribución anual por continuidad de suministro del elemento de inmovilizado i de la actividad A en el año n
Coeficiente de eficiencia por mejoras de productividad de la actividad A (tomará valores entre 0,95 y 1)
Variación de la demanda den las instalaciones de la actividad A entre n y n‐1 expresada en tanto por 1 de acuerdo a los siguientes criterios:
0,97 durante el primer periodo regulatorio en transporte, regasificación y AASS
Transporte: valor máximo de la demanda total nacional de gas excluyendo el suministro a plantas satélite (limite superior 410 TWh –
límite inferior 190 TWh)
Regasificación: valor máximo de gas emitido por el conjunto de las plantas de regasificación del sistema gasista (limite superior 220 TWh – límite inferior 50 TWh)
AASS: valor máximo gas útil almacenado a 1 de noviembre incluyendo gas colchón extraíble (limite superior 30 TWh – límite inferior 22 TWh)
37
Retribución a la distribución

Se establece la retribución para cada empresa distribuidora para el conjunto de sus instalaciones
en función de los clientes conectados a las mismas y el volumen de gas suministrado:
•
Se parte de la retribución total de la actividad para el año base 1.398 M€ (RDn-1) y se
reparte entre clientes (60%), volumen distribuido a p<4 (25%), y volumen distribuido entre 4
y 60 bar (15%):
Volumen Volumen Clientes
Porcentaje
Retribución 2013
Valor medio
distribuido < 4 distribuido entre 4 bares
y 60 bares
60%
25%
15%
828.905.158 €
349.543.816 €
209.726.289 €
112,8 €/cl
4,97 €/MWh
1,65 €/MWh
•
Se aplican los valores medios al número de clientes y volumen distribuidora de cada
distribuidora para obtener su retribución en el año base.
•
Actualización de la retribución del año base:
— Se eliminan las actualizaciones automáticas en función del IPC e IPRI.
— Se define una fórmula paramétrica de retribución distinguiendo en la categoría de retribución de
suministros a presiones igual o inferior a 4 bar, entre consumidores con consumo anual inferior a 50
MWh y los que tienen un consumo superior al objeto de garantizar la suficiencia de ingresos para el
sistema en todos los escalones de consumo, teniendo en cuenta los ingresos por peajes de cada uno
de ellos.
— Con el fin de incentivar la extensión de las redes a zonas no gasificadas y ajustar la retribución al
coste real incurrido por parte de las empresas, se consideran valores unitarios diferenciados
dependiendo de que los clientes y el consumo se encuentren en términos municipales de gasificación
reciente.
38
Retribución a la distribución
RD n  RD n 1  RN n
Retribución año n
Retribución captación nuevo mercado
Retribución año n‐1
mg
mgr
mgr
1
1
2
2
RN n  Fcmg
 4 b   Cl c  4 b  Fc  4 b   Cl c  4 b  Fv  4 b   Vv  4 b  Fv  4 b   Vv  4 b  Fv  4 b   Vv  4 b
Variación en la retribución por captar clientes conectados a presión ≤ 4 bar en municipios gasificados
Variación en la retribución por captar clientes conectados a presión ≤ 4 bar en municipios de gasificación reciente
Variación en la retribución por volumen suministrado a presión ≤ 4 bar a consumidores con consumo anual > 50 MWh
Variación en la retribución por volumen suministrado a presión ≤ 4 bar a consumidores con consumo anual ≤ 50 MWh Fcmg
4b
Fcmgr
4b
Fv1 4b
Fv2 4b
Fv  4 b
50 €/cliente
70 €/cliente
7,5 €/MWh
4,5 €/MWh
1,25 €/MWh
Variación en la retribución por volumen suministrado a presión entre 4 y 60 bar
39
Retribución a la distribución
 Retribución anual por captar un cliente doméstico en un municipio gasificado:
Grupo
tarifario
Consumo medio
anual (kWh)
3.1
3.2
Retribución (€/año)
Retribución por
cliente (€/cliente)
Variable
(€/MWh)
Total (€/año)
2.507
50,0
7,5
68,8
10.256
50,0
7,5
126,9
 Retribución anual por captar un cliente en un municipio de gasificación reciente:
Grupo
tarifario
Consumo medio
anual (kWh)
3.1
3.2
Retribución (€/año)
Retribución por
cliente (€/cliente)
Variable
(€/MWh)
Total (€/año)
2.507
70,0
7,5
88,8
10.256
70,0
7,5
146,9
 El nuevo marco retributivo retribuye más por demanda y menos por consumidor en
relación al marco anterior, incrementando los incentivos a captar consumidores de
tipo 3.2 frente a consumidores de tipo 3.1, de forma consistente con la participación
de estos grupos tarifarios en la recuperación de los costes del sistema.
 La diferente retribución en función de si el municipio está gasificado o es de
gasificación reciente es consistente con la diferencia en costes entre crecimiento
extensivo e intensivo.
40
Gracias por su asistencia.