Actualidad de la Comercialización³n Técnica del... · 2014-09-29 · La Actualidad de la...

Actualidad de la Comercialización

Óscar Largo

Director Gestión de Demanda y Planificación

Demanda y Precios – DG Comercialización

Madrid, 24 de septiembre de 2014

La Actualidad de la Comercialización de Gas53 CSSG - Madrid, 24 de septiembre de 2014

• Capacidad instalada 97.000 MW • Presencia en 40 países alrededor del mundo • Llega a 61 millones de clientes

• Presente en 6 países• Más de 1,2 millones de clientes gas y de

11,3 millones de clientes eléctricos• Más de 103 TWh de ventas electricidad y

de 66 TWh de gas a cliente final .


Elevada competencia, gran variedad de ofertasLa Comercialización de gas en España

Principales indicadores

Comercializadores de gas

Comercializadores de gas con ventas a cliente final

Comercializadores de gas con cuota >5% en ventas

Comercializadores de gas con cuota >5% en clientes

Número de ofertas de gas en mercado libre (dic’13)

85

35

6

4

111

“Gran variedad de ofertas por comercializador, con distintos servicios adicionales” (CNMC, julio 2014)

Tasa de cambio de suministrador

13%

Fuente: CNMC

Fuente: CNMC

Datos Año 2013


Liberalización exitosa en energía y en clientes…La Comercialización de gas en España

En diciembre de 2013 elporcentaje de clientessuministrados a precio librealcanzaba ya el 72% (5,38 mill.suministros).

Los clientes suministrados a tarifade último recurso eran 2,07 mill.(28%).

El 97% del consumo en 2013 se realizó a través de ofertas a precio libre (317,5 TWh), y el3% restante a tarifa de último recurso suministrado por las CUR (11,4 TWh).

Nota: En Francia el suministro a precio libre es el 62% del total; el 82% de los suministros están a tarifa.

Esto a pesar de que el 98,9% de los clientes (7,37 millones) tienen derecho a TUR …

Fuente: CNMC


… a pesar de mantener una TUR ineficienteLa Comercialización de gas en España

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

€/MWh

Subasta Base Exship [Pbn-An]

Subasta Invierno Exship [Pin-Bn]

Producto index BTC [Rbn]

Producto index HH y NBP [Rin]

Coste materia prima (inc. Mermas + Prima de riesgo) [Cn]

Evolución de los componentes de la TUR

Sigue pendiente corregir la fórmula de cálculo de la TUR eliminando índices no representativos (Henry Hub) y concretar el proceso de eliminación paulatina de la TUR para impulsar la competencia en el segmento

INVIERNO

BASE

SU

BA

STA

S

ME

RC

AD

OS

R

EF

ER

EN

CIA

Pbn33%

Pin7%

RBn32%

Rin28%

Coste de la materia prima


Competencia muy elevada en todos los segmentosLa Comercialización de gas en España

El 33,1% de los clientes del mercado (2,5 millones) han elegido una empresacomercializadora de diferente grupo empresarial al distribuidor tradicional degas natural.

940.000 clientes cambiaron de suministrador en 2013; tasa de switching del13%, lo que refleja un alto grado de competencia (aunque menor que en añosanteriores).

…a pesar de competir en muchos casos con una TUR- costes comerciales reconocidos insuficientes- costes elevados de estacionalidad y flexibilidad- importancia de la deuda comercial: cortes por impago han aumentado de en2013 un 86% respecto a 2012, hasta el 1,0% del total de puntos del sistema.

Gra

ndes

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lient

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Bajas barreras de entrada

Segmento con mayor competencia- elevado número de agentes con cuotas representativas- mayoría de los comercializadores con presencia en múltiples sectores deactividad y presencia geográfica diversa


Actualmente hay 81.000 kilómetros de redes de transporte y distribución de gas; se llega a 1.600municipios con gas para suministrar 7,47 millones de puntos de consumo.

Endesa comienza la comercialización de gas en 2001. En 2003tiene firmados contratos de aprovisionamiento para el suministro almercado convencional de (al menos) 2 bcm x 15 años.

Esto suponía 7.000 – 10.000 M€ de compromisos de compra .

La cuota de Endesa en 2003 era del 3-4%...

… la extrapolación al sector actual nos lleva a cifras astronómicas

Importantísimo compromiso con la liberalización del gasEl papel de los Comercializadores

En 2013 se invirtieron 690 millones de euros.

Desde el año 2000 la inversión realizada hansido de más de 14.000 millones de euros(SEDIGAS Informe Anual 2013).

…en el que los comercializadores asumen los importantes riesgos e inversiones

Las inversiones son claves para el desarrollo del sector…

Crédito

Sistemas / Operativo

Regulatorio & Legal

Mer

cado

Pre

cio

y V

olum

en

+

+

+ +…


REDUCCIÓN DE DEMANDA

BAJO USO DE LAS INFRAESTRUCTURAS

INCREMENTO ATR

¿Cómo romper esta dinámica?

El sector del gas natural tiene un claro reto por delante…El futuro del sector y la Comercialización


Cargas GNL (y otros) Exportación GN

…en el que los Comercializadores tomamos parte activa El futuro del sector y la Comercialización

Desarrollo Demanda Nuevos usos

… compatible con el suministro de la demanda… … faltan pasos armonización tarifaria…

… desarrollo multisectorial…… elementos no regulados de lasinstalaciones de los clientes…


Endesa trabaja activamente la movilidad eléctrica…Los distintas “movilidades” son compatibles

Carga rápida(aprox. 30 min)

Carga convencional (aprox. 4-8 horas)

Interior Exterior

Zem2All: Proyecto flota de 200 VEs en Málaga

Experiencia real en todo tipo de consumo (particulares, parkings, hoteles, estaciones de servicio, centros comerciales, etc.)

853 Puntos de Recarga instaladosa diciembre de 2013

• Proyectos estratégicos de desarrollo de movilidad eléctrica referentes a nivel mundial (ZEM2ALL).

• Proyectos piloto, (MOVELE Madrid, Barcelona y Sevilla).

Participación en Proyectos demostrativos e I+D+i


Visión del GN Vehicular TerrestreGNV en Endesa

Desarrollo del GNV en los países de EuropaDesarrollo del GNV en los países de Europa

� La CE desarrolla una política común de transporte con importantes objetivos de sustitución de los combustibles líquidos. La cuota de sustitución asignada al GNC para Europa es del 10% para el 2020

Italia � El país europeo con mayor implantación de GNC� Cuenta con más de 846.000 vehículos adaptados a éste

combustible (2% del parque total) y 966 estaciones de servicio

Alemania

� Alemania posee un ambicioso plan para aumentar el parque de vehículos de GNC

� Cuenta con más de 96.000 vehículos a GNC y 915 estaciones de servicio . Algunos landers ofrecen ayudas de hasta 1.000 € por vehículo

Francia� La administración va a poner en marcha dispositivos de

ayuda y medidas fiscales de incentivación del GNC� Dispone de un parque de 3.500 de vehículos pesados de

GNC , además de 10.000 turismos y vehículos ligeros

ESPAÑA� Algo más de 4.000 vehículos , la mayoría flotas de

servicio público (70%).� (>) 80 estaciones de servicio, muy repartidas entre

privadas y abiertas al público.

Endesa tendrá 3 EESS a cierre de 2014. Claros factores de crecimiento del mercado: necesidad de renovar el parque de vehículos industriales, catálogo creciente de vehículos / adaptaciones en comercialización, vehículos a gas natural superan

ampliamente normativa medioambiental Euro VI (ene’14), …

Mercado vehículos GNV en EspañaMercado vehículos GNV en España

Diferencial en

adquisición (€)

3.500

10.000

30.000

35.000

Consumo gas

(KWh/año)

85.000

256.000

515.000

391.000

Ahorro

€/año

2.700

8.100

12.600

15.500

Fuente: Observatorio de mercado del transporte de mercancías por carretera, nº 21. Ministerio de Fomento.Precio diesel: 1,35 €/litro; GNV: 1 €/kg


Visión del GNV MarítimoGNV en Endesa

1 Clave para el sector marítimo

3 Posición competitiva puerto marítimo

2 Regulación medioambiental

Segmento de elevado consumoSegmento de elevado consumo Consenso sectorial en el atractivo del mercadoConsenso sectorial en el atractivo del mercado

Oportunidades en transformación de buques (inversiones moderadas) y en el desarrollo de convenios de colaboración para el uso del GNL con puertos (2-3 puertos en territorio nacional)


Aspectos operativos - el acceso al sistemaEl futuro del sector y la Comercialización

Regulación Europea a través del Código de Red de CAM (Capacity Allocation Mechanism)establece que la asignación de capacidad de las interconexiones entre estados miembrosdebe realizarse por mecanismos de mercado (subastas), fijando tanto la duración de losproductos como las fechas de solicitud.

Oct 2013

Oct 2013

????

– UE CAM Network Code :

• Sólo para conexiones internacionales UE

– Portugal ha decidido aplicar el CAM Network Code a todas las infraestructuras (regasificación, transporte…)

– En España el último borrador conocido de modificación del RD 949/2001 recogía esta metodología de contratación para todas

las infraestructuras (*)

(*) Adicionalmente, elimina la flexibilidad del 85-105% sin reducir el peaje en el valor correspondiente.


Mecanismos armonizados con instrumentos de mercadoAsignación de capacidades

Proceso ideado para conexiones transfronterizas congestionadas.

Mecanismo transparente, no discriminatorio, normalizado, que permite avanzar en la integración demercados….. que, para comercializadores con suministro a cliente final, también supone un incremento del riesgo

operativo y una pérdida de flexibilidad en la contratación.

Con muchas ventajas, hemos de ser conscientes que implica anticipar la toma de decisiones decontratación de capacidad, incrementando así el riesgo de la actividad de suministro:

- no se tienen los acuerdos comerciales asociados, ni aprovisionamiento ni venta;

- se condiciona la estrategia de contratación de octubre del año N en adelante, momento en el queno se conocen los peajes ni demás conceptos regulados de la actividad.


Source: PRISMA

Capacity Auction Results:

Yearly Capacity (243 auctions):– Offered: 571.3 GWh/h– Allocated: 172.2 GWh/h

Quarterly Capacity (364 auctions):− Offered: 932.4 GWh/h− Allocated: 21.0 GWh/h

Month-Ahead Capacity (780 auctions):– Offered: 1,943.2 GWh/h– Allocated: 64.2 GWh/h

Day-Ahead Capacity (35,029 auctions):– Offered: 71,044.6GWh/h– Allocated: 2,144.2 GWh/h

2,2%

30%

3,3%

3,0%

Distintos productos tienen distinto interés en el mercadoAsignación de capacidades en PRISMA


Productos disponibles (adicionales a la Conexiones Internacionales)

- Se ha implantado un modelo CAM, con especificidades (anual hasta A+1, 2 rondas trimestrales…)

- OMIP ha creado tres plataformas para la contratación de capacidad: solicitud x2 (c/p y m/p) y

traspaso de capacidad x1; y con ¿muy, muy pocas? congestiones gestionadas…

… se ha sacrificado la operación (no se ajusta a necesidades reales) a favor de haber implantado

CAM de forma temprana.

En octubre 2013 Portugal cambió los mecanismos de asignación de capacidad, pasando de un sistema en el que no se contrataba capacidad a una contratación por ventanas temporales concretas (modelo CAM).

Anual Trimestral Mensual Semanal Diario

Almacenamiento GNL 1 7 12 365 365

Almacenamiento subterráneo 1 7 12

Regasificación 1 7 12 365 365

Contraflujo GNL 365

Extracción 365 365

Inyección 365 365

Total productos subastados 3.345

Mecanismos de asignación de capacidadExperiencia de Endesa – Caso ejemplo de Portugal


Oportunidad para ir más allá de CAM

Asignación de capacidades con mecanismos de mercado

• El borrador de modificación del RD 949/2001 asigna esta metodología y estas ventanas temporales a

todo el sistema gasista español.

• Experiencia internacional: demasiada subasta con escaso valor… en esta situación una asignación

por subasta para todas las infraestructuras tendría más sentido si también se utiliza para obtener

beneficios adicionales para un mejor funcionamiento del si stema :

– Para la gestión “ex ante” de posibles congestiones de la red de transporte…

– Incentivos a los agentes para distribuirse en las distintas entradas del sistema de forma que su funcionamiento sea más eficiente (¿vía tarifa?, vía subastas…)

– Asignación de capacidad con compromisos de emisión y/o “flow commitment”.

– Coordinar la asignación de capacidad de entrada GNL y slots; riesgo de dificultar el suministro con la segmentación del “producto” actual “slot - almacenamiento GNL –regasificación”


Encaje de las decisiones a c/p en el objetivo a l/pEl nuevo modelo del sistema gasista

Qué hay que hacer a c/p (ó transitorio) …

Qué elementos conforman el nuevo modelo del sistema…

Eliminar Viabilidades / Herramientas del GTS

“Flexibilizar uso del sistema”

Contratación ATR y acceso a AOC +

Flexibilidad entradas/salidas y AOC

Penalización por desbalancesVs.

Calidad N+1 / M+3

Modelo Contratación RD949

Modelo de Peajes

RD1434

Modelo de Gestión Congestiones y Productos Locales

Modelo de Balance, Penalizaciones y Neutralidad Económica GTS

Ley HidrocarburosAsignación de capacidades -Oportunidad de ir más allá de CAM





Calidad del reparto N+1


Calidad N+1 / M+3


Mucho camino recorrido, y mucho camino por recorrerCalidad del reparto N+1 (PCTD-PCDD)

•No obstante hay que considerar:

• Los datos de cierre mensual son, a día de hoy,

agregados por lo que se desconoce la calidad diaria (*),

sin la compensación de desvíos dentro del mes.

• No todas las distribuidoras mantienen el mismo nivel

de calidad.

• El desvío mensual se beneficia de la compensación

entra distribuidoras. Compensación que se reducirá al

calcular el desvío diario.

La penalización por desbalance hace

imprescindible que la diferencia entre el reparto

n+1 y el m+3 con detalle diario sea mínima.

* Pendiente publicación de la modificación del PD 02 “Procedimiento reparto en puntos de conexión transporte-distribución(PCTD-PCDD)” aprobada por el grupo de modificación de NGTS en octubre -2013.** No se muestran los desvíos de las distribuidoras que reparten menos energía.

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Desvio/M+3 por distribuidor (**)

Dist 1 Dist 3 Dist 5 Dist 6 Desvio/M+3

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

20

12

-07

20

12

-08

20

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-09

20

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-12

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13

-01

20

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14

-01

20

14

-02

20

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20

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20

14

-05

Desvio/M+3

Desvio/M+3

Reparto n+2 Reparto n+1

Transición• Endesa ha percibido un importante aumento de la calidad del

reparto diario con la entrada del n+1.


Incentivo coherente con impacto económico del repartoIncentivos calidad reparto N+1 (PCTD-PCDD)

• Se ha propuesto(*) el establecimiento de incentivos de

calidad en los repartos n+1.

• Los incentivos se basan en la diferencia mensual

acumulada de los repartos diarios n+1 y el reparto mensual

m+3, lo cual no está en sintonía con la obligación diaria de

los comercializadores de estar en balance.

• No es razonable equiparar al que no se desvía ningún día

con el que se equilibra en el acumulado mensual.

• Dentro de un margen de un +/- 10% (mensual acumulado)

se cumple con el incentivo. Este rango no es admisible al

repercutir en el coste del gas del comercializador / cliente.

Los incentivos a la calidad de los repartos tienen

que estar alineados con las obligaciones

DIARIAS de balance de los comercializadores

* Propuesta de Orden por la que se desarrolla el RDL 8/2014 de 4 de julio y se establece la retribución de las actividades reguladas del sector gasista desde su entrada en vigor hasta el 31 de diciembre de 2014

-80

-60

-40

-20

0

20

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

De

svio

en

GW

h

Desvío n+1 VS m+3

Dif n+1 VS m+3 Acumulado

-80

-60

-40

-20

0

20

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

De

svio

en

GW

h

Desvío n+1 VS m+3

Dif n+1 VS m+3 Acumulado

¿=?


Experiencia de Endesa – caso ejemploIncidencias reparto N+1 (PCTD-PCDD)

• A pesar de los controles internos de los responsables de la medición de la emisión y de los repartos,

puntualmente se han publicado repartos con datos manifiestamente erróneos.

-Emisiones muy superiores a la emisión máxima previsible.

-Valores de telemedida muy superiores a la emisión.

• … siendo responsabilidad de los comercializadores la revisión de esta información… no se deberían

llegar a publicar errores fácilmente detectables.

Para evitar la publicación de errores de bulto, un grupo representativo de comercializadores hemos

solicitado la publicación en las NGTS de una serie de controles comunes a los distintos transportistas

y distribuidores.

Fecha de gas Emisión a repartir (kWh) TelemedidaTeledida no disponible

No Telemedidos

kWh % s/emisión

11/07/2014 -r1 706.826 397.692.303 0 2.833 -397.143.414 -56.186,87%

Residuo

Fecha de gas Emisión a repartir (kWh) TelemedidaTeledida no disponible

No Telemedidos

kWh % s/emisión

11/07/2014 -r2 706.826 702.761 0 2.833 954 0,13%

Residuo

Ejemplo de un reparto de un PCDD el pasado 11 de julio:

Después de la reclamación de los agentes, se corrigió la telemedida en el segundo reparto:


Englobando el modelo, el mercado organizado de gasEl nuevo modelo del sistema gasista

Qué hay que hacer a c/p (ó transitorio) …

Qué elementos conforman el nuevo modelo del sistema…






Calidad N+1 / M+3

Modelo Contratación RD949

Modelo de Peajes

RD1434

Modelo de Gestión Congestiones y Productos Locales

Modelo de Balance, Penalizaciones y Neutralidad Económica GTS

Ley Hidrocarburos

HUB de gas


Son distintos si tienen o no reservas de gasLos Hubs de nuestro entorno

País Hub InicioDemanda

(TWh)

Producción

(TWh)

Produc. /

Demanda

(%)

Volumen

Negociado

Exchange

(TWh)

Exchange /

Demanda

(%)

Volumen

Negociado

OTC

(TWh)

ReinoUnido

NBP 1996 910 553 61% 6.396 703% 11.625

Holanda TTF 2003 424 746 176% 645 152% 7.002

AlemaniaGPL NGC

20022006

875 116 13% 186 21% 1.600

Francia PEGs 2006 494 - - 76 15% 292

El desarrollo del Hub del

mercado ibérico necesitará

de algún tiempo para

alcanzar niveles parecidos

de madurez y liquidez al

que gozan otros países de

nuestro entorno.

En países que no cuentan con una producción significativa de gas, el volumen negociado en los

mercados organizados es relativamente bajo respecto a su demanda, no así en el OTC donde con la

madurez del mercado se alcanzan volúmenes significativos.

Datos 2012. Fuentes: BP Statistical Review y Oxford Institute for Energy Studies

En la UE, donde sólo UK y Holanda son productores significativos de gas, los mercados gasistas se han

desarrollado de forma distinta condicionados por la estructura producción/demanda de cada mercado:


Los Hubs cumplen dos funciones distintas, a c/p y a l/pLos Hubs de nuestro entorno

Fuentes: BP Statistical Review, Oxford Institute for Energy Studies

6.258

622 161 42

15%

6% 3%7%

13723 26 35

NBP TTF NGC+GPL PEG

Spot A Plazo %Spot/Demanda

Volúmenes Negociados en Exchange 2012 (TWh)

Los Hubs gasistas cumplen su doble funcionalidad con plazos y volúmenes muy distintos:

• En el corto plazo son instrumentos de balance

• En el medio y largo plazo , son utilizados para el aprovisionamiento y la gestión de riesgos .

0

5

10

15

20

25

30

35

ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14

TWh/

mes

Spot A plazo

Evolución Volúmenes Negociados en PEG - Powernext (TWh/mes)

Las operaciones a plazo usan el índice del mercado spot al que los comercializadores acuden para ajustar sus desbalances (siempre disponen de otras herramientas).


Características de los mercados spot/balanceLos Hubs de nuestro entorno

Fuentes: GRTG, Powernext

Evolución Volúmenes Negociados en PEG - Powernext (MWh/día) (€/MWh)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

01/01/2011 01/01/2012 01/01/2013

Short term Demanda Diaria PEG NORD

� La estacionalidad de la demanda NO se

transmite a los mercados spot: el hub de

corto plazo es una herramienta adicional

de balance, y su profundidad depende del

resto de flexibilidades logísticas del

sistema.

� En los episodios de escalada de precios

de 2012 y 2013 en el mercado francés,

queda patente el rol de ajuste y no de

aprovisionamiento del spot (picos de

precio no implican picos de necesidades

de balancing).

�

�

Los mercados no “crean” gas a corto plazo: cuando un sistema gasista está corto o largo (por

climatología, puntas/valles de demanda eléctrica, fuerza mayor, etc) lo están todos los agentes.

“Este documento es propiedad de ENDESA , en consecuencia no podrá ser divulgado ni hecho público sin elconsentimiento previo y por escrito de ENDESA. Su contenido es meramente informativo por lo que no tiene naturalezacontractual ni puede hacerse uso del mismo como parte de o para interpretar contrato alguno. ENDESA no asume ningunaresponsabilidad por la información contenida en este documento, ni constituye garantía alguna implícita o explícita sobre laimparcialidad, precisión , plenitud o corrección de la información o de las opiniones y afirmaciones que se recogen.Tampoco asume responsabilidad alguna por los daños y/o pérdidas que pudieran causarse sobre el uso de estainformación. ENDESA no garantiza que las perspectivas contenidas en este documento se cumplirán en sus términos.Tampoco ENDESA ni ninguna de sus filiales tienen la intención de actualizar tales estimaciones, previsiones y objetivosque pudieran derivarse de este documento excepto que otra cosa sea requerida por ley”.

Muchas gracias

por su atención

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