UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

JORGE OLASO SÁINZ MADRID, Mayo de 2013

AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO DE DOCUMENTACIÓN

1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor D. JORGE OLASO SÁINZ, como ALUMNO de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con la obra: GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURALi, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular único o cotitular de la obra. En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita.

2º. Objeto y fines de la cesión. Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente.

3º. Condiciones de la cesión. Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá: a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. . i

La obra es un proyecto fin de carrera.

c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional, accesible de modo restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional.

4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a: a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los derechos del documento. b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio. c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]). d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la obtención del ISBN. d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella.

5º. Deberes del autor. El autor se compromete a: a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro. b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros. c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e intereses a causa de la cesión. d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión.

6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional. La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades: a) Deberes del repositorio Institucional: - La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas. - La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras. - La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro. b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas: - retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.

Madrid, a ……….. de …………………………... de 2013.

ACEPTA

Fdo JORGE OLASO SÁINZ

Proyecto realizado por el alumno:

Jorge Olaso Sainz

Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial LOS DIRECTORES DEL PROYECTO Alberto Muñoz Pérez María Sánchez Mucientes

Fdo:

Fecha:

de Mayo 2013

Vº Bº del Coordinador de Proyectos Pedro Sánchez Martín

Fdo:

Fecha:

de Mayo de 2013

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

JORGE OLASO SÁINZ MADRID, Mayo de 2013

GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

Autor: Olaso Sainz, Jorge. Directores: Muñoz Pérez, Alberto. Sánchez Mucientes, María. Entidad Colaboradora: Management Solutions.

RESUMEN DEL PROYECTO

El gas natural es la fuente de energía fósil que ha conocido mayor avance desde los años 70 y representa actualmente la quinta parte del consumo energético mundial, siendo la tercera fuente de energía de mayor utilización después del petróleo y el carbón. Es considerado por la U.S. Energy Information Administration como el combustible fósil del siglo XXI, como lo fueron el petróleo durante el siglo XX o el carbón en el XIX, por ser el más limpio entre los combustibles fósiles, por tener un precio competitivo y por la facilidad de su suministro. El proceso que sufre el gas natural desde su obtención hasta su consumo es largo y complejo. En un primer lugar se explora el suelo en busca de gas, para posteriormente extraerlo. Después de la extracción se procede a su tratamiento y transporte. En función de la distancia entre el punto de extracción y el consumidor final, el gas natural puede ser transportado mediante gasoductos o licuado para convertirlo en GNL (gas natural licuado) y transportado en buques metaneros hasta los puntos de regasificación. Una vez gasificado, se inyecta en las redes de transporte, para proceder a su distribución. La última etapa del proceso es el suministro del gas al consumidor final. Paralelamente a la cadena del gas se puede encontrar el mercado del gas natural, donde se distinguen diversas actividades, como son la producción, el transporte, la distribución o la comercialización. Las compañías comercializadoras son las que se encargan de hacer llegar el gas a los consumidores, comprando el gas a las productoras y utilizando las infraestructuras de las compañías transportistas y distribuidoras para vender el gas a sus clientes. Puesto que el suministro del gas natural requiere una conexión física, mediante gasoducto, entre el suministrador y el consumidor final, históricamente el propietario de la red de gasoductos, no sólo transportaba y distribuía el gas por la red, sino que también lo suministraba al consumidor. Con la liberalización del mercado del gas en España en el año 1997, las compañías comercializadoras han tenido que adaptar su negocio al mercado liberalizado en donde el consumidor es libre de elegir a su suministrador. Sin embargo, las

actividades de gestión de las redes de transporte y de distribución de gas natural siguen siendo actividades reguladas (por ser monopolios naturales), por lo que las compañías transportistas y distribuidoras siguen siendo las únicas propietarias y gestoras de la red. En este contexto, el presente documento persigue un triple objetivo: • • •

Realizar un estudio de la cadena del gas natural, centrándose en el transporte y distribución del mismo. Conocer la regulación española para las actividades de transporte y distribución de gas natural. Analizar y profundizar en el modelo de negocio de las empresas transportistas y distribuidoras.

El bloque inicial del proyecto es una introducción teórica del ámbito donde se desarrolla. En primer lugar se describe el sector energético tanto nacional como internacional para a continuación describir las características del gas natural y sus usos, así como exponer las diferentes formas en que se encuentra en la naturaleza. El siguiente apartado es un estudio detallado de toda la cadena que sufre el gas desde su extracción hasta su consumo, para terminar con un análisis de las actividades de transporte y distribución del gas natural, que serán más tarde las abarcadas por los casos prácticos. En último lugar se expone el marco regulatorio y el régimen retributivo de las empresas transportistas y distribuidoras de gas natural en España. En el segundo bloque del proyecto se enmarcan los dos casos prácticos realizados, en los que se aplican los conocimientos adquiridos a lo largo de la parte teórica para la resolución de un problema en dos compañías de los sectores de transporte y distribución de gas natural. En el primer caso práctico se aborda la situación de una empresa distribuidora que desea expandir su red de distribución de gas natural. Dado que dispone de una capacidad de inversión limitada, la empresa se plantea realizar una segmentación de aquellos municipios (entre los que tiene autorización) para determinar cuáles son los que le van a permitir obtener unos mayores beneficios. Para llevar a cabo dicha segmentación de una manera eficiente, se ha configurado un modelo que precisa aquellos municipios a los que sería más conveniente llevar el gas. Para la realización del caso práctico se necesita comprender el modelo de negocio de una empresa de distribución y el marco legal en el que se mueven, quedando ambos reflejados mediante su elaboración. El modelo se basa en variables estadísticas de cada uno de los municipios condicionantes del éxito del gas natural como combustible doméstico (población, tipología de viviendas, climatología, etc.). Dependiendo de unas tasas de éxito y factores de influencia para cada tipo de dato que se incluyen en el modelo, el resultado de la segmentación varía. El objetivo de este caso práctico es optimizar el beneficio de la empresa maximizando el número de viviendas a las que se suministraría el gas, con las restricciones de inversión mencionadas anteriormente. A continuación se ha realizado un análisis de sensibilidad para cada una de las variables implicadas en el resultado de la segmentación para determinar el impacto de cada una de ellas en el resultado final. De los municipios analizados, pertenecientes a las provincias de Guadalajara, Huesca, Teruel y Zaragoza, se ha comprobado que hay varios presentes constantemente entre los que

son rentables para los diversos valores de las variables. Con estos resultados se ha podido comprobar que el dato estadístico más influyente a la hora de determinar la rentabilidad de llevar gas natural a un municipio es su número de habitantes, seguido de la distancia a la que se encuentra de las redes de transporte o distribución ya existentes. También se ha observado que variar ciertas tasas de éxito o la influencia de la climatología y la renta media causaba cambios en la segmentación obtenida, beneficiando a unos municipios u a otros dependiendo de sus características. Estos resultados son de gran importancia para señalar donde deben poner más énfasis las empresas a la hora de recabar información de mercado de cara a realizar una expansión. En el segundo caso práctico se analiza la viabilidad económica de un proyecto por parte de una empresa de transporte de gas natural para extender su red de gasoductos. Como objetivos paralelos a este análisis se encuentran el estudio y valoración del actual sistema retributivo de las redes de transporte y mejorar la comprensión del modelo de negocio de una empresa transportista de gas natural. Para evaluar la rentabilidad de esta expansión se ha realizado otro modelo, que estudia la rentabilidad del proyecto en un Business Case confeccionado mediante el método de valoración del descuento de flujos de caja. Se definen los parámetros de la inversión (inversión inicial, vida útil, coste medio del capital, etc.) y las principales variables que puedan afectar a su rentabilidad. Estas variables, al ser una actividad regulada, tienen que ver principalmente con el régimen retributivo y los datos en que éste se basa (como la rentabilidad del bono español a 10 años). Finalmente se analiza la sensibilidad de cada uno de los parámetros para determinar su mayor o menor influencia en el resultado final de rentabilidad y valor actual neto de la inversión. Asimismo, se han pronosticado tres escenarios con una probabilidad de ocurrencia asociada: uno optimista, uno esperado o neutral y otro pesimista, para mostrar el modo en que se suele tomar una decisión de éste tipo una vez están fijados todos los inputs. Los escenarios se han tomado alterando las variables en que se basa el modelo. Los resultados obtenidos en este segundo caso práctico han mostrado que con el régimen retributivo actual la tasa interna de retorno de la inversión es superior al 9%.Sin embargo, bajo un escenario negativo en el que el marco regulatorio cambiara, el rendimiento se mantendría algo por encima del 4% anual. Así, se puede destacar que, pese a una desvalorización del proyecto en un entorno pesimista, éste seguiría siendo rentable para costes bajos de capital, que son esperables puesto que es un negocio con poco riesgo. Los objetivos principales del proyecto han sido satisfechos mediante esta estructura. El primer bloque ha permitido al alumno conocer en mayor profundidad la cadena de valor del gas natural y el entorno en el que se mueven todas las empresas asociadas a él, en cualquier momento de la cadena (upstream, midstream o downstream). Una vez sentada la base teórica, con la realización de los casos prácticos se ha profundizado más en la gestión logística (en cuanto a la elección de oportunidades de expansión de cara a optimizar el beneficio) de las compañías transportistas y distribuidoras de gas natural en España. Finalmente, para la elaboración de los casos prácticos se ha requerido un estudio de la regulación actual de estas actividades, que ha sido mostrada mediante la resolución de los mismos. Se puede concluir que para las empresas que operan en un mercado no liberalizado es fundamental la gestión de sus zonas de expansión y decisiones de inversión, teniendo en cuenta la regulación actual y el riesgo legal que soportan.

ABSTRACT Natural gas is the fossil fuel that has grown most since the 70s and currently represents a fifth of global energy consumption, the third largest source of energy after oil and coal. It is considered by the U.S. Energy Information Administration as the 21st century fossil fuel, as oil was in the 20th century or coal in the 19th, for being the cleanest among fossil fuels, having a competitive price and the ease of its supply. The process natural gas undergoes from procurement to consumption is long and complex. In the first place the ground is explored searching for gas, which is later extracted. After extraction, the gas proceeds to processing and transportation. Depending on the distance between the point of extraction and the consumer, natural gas can be transported by pipeline or liquefied into LNG (liquefied natural gas) and transported by methane tankers to regasification plants. Once it is gas again, it is injected into the transport networks for its distribution. The last stage of the process is the supply of gas to final consumers. Alongside the gas chain there is the natural gas market, which distinguishes between various activities, such as production, transportation, distribution or marketing. The trading companies are the ones responsible for getting the gas to consumers, by buying gas to producers and using the infrastructure of transportation and distribution companies to sell the gas to its customers. As the gas delivery requires a physical connection through a pipeline between the supplier and the consumer, historically, the owner of the gas pipelines, not only transported and distributed the gas over the network, but also supplied it to the consumer. With the liberalization of the gas market in Spain in 1997, trading companies have had to adapt their business to the liberalized market. However, the activities of transportation and distribution of natural gas (which are natural monopolies) remain regulated and thus, are the only companies which own and manage the network. In this context, the project pursues a threefold objective: •

To conduct a comprehensive study of the natural gas chain, focusing on transportation and distribution.

•

To know Spanish regulation for transport activities and distribution of natural gas.

•

To analyze and deepen in the business model of the transportation and distribution companies.

The first part of the project is a theoretical introduction of the scope where it is developed. First, it describes the energy sector both nationally and internationally. Then it describes the characteristics of natural gas and its uses, as well as exposes the different ways on which it is found in nature. The following section is a detailed study of the entire gas chain from extraction to consumption, ending with a thorough analysis of the transport and distribution activities of natural gas, which will later be covered by the case studies. Lastly, the project outlines the regulatory framework and the remuneration of the transportation companies and natural gas distributors in Spain.

The second part of the project is framed by the two case studies. In these, the knowledge acquired along the theoretical introduction is applied to solve a problem in a company from the natural gas sector. The first case study deals with the situation of a gas distribution company who wishes to expand its natural gas pipeline network. Since it has a limited investment capacity, the company needs to perform a segmentation of the municipalities it is authorized to expand to in order to determine which will enable the company to obtain higher profits. To carry out the segmentation more efficiently, a model in Excel has been developed that determines those municipalities which would be more convenient to carry gas to. Also, for the completion of the case study, a deep understanding of the business model of a distribution company and the legal framework in which they operate are required, leaving both reflected through the elaboration of the study. The model is based on statistical information obtained from each of the municipalities and that is considered relevant to the success of natural gas as a domestic fuel (population, type of housing, weather, etc.). These data show different results depending on the success rates and factors of influence of each data type that are included in the model. The aim of this case study is to optimize the company's profit maximizing the number of homes that the gas would be supplied to with a restriction on the maximum cost of the pipelines. Subsequently a sensitivity analysis has been performed for each of the variables involved in the segmentation to determine the impact of each on the final outcome. Of the municipalities analyzed, belonging to the provinces of Guadalajara, Huesca, Teruel and Zaragoza, it was found that there are several constantly present among those that are profitable, for different values of the variables. With these results it has been found that the most influential indicator in determining the profitability is its population, followed by its distance to the existing transportation or distribution pipelines. Also it has been observed that to vary certain success rates or the influence of the weather and the median income causes changes in the segmentation obtained, benefiting some municipalities or others depending on their characteristics. These results are of great importance to point out where distribution companies should put more emphasis when collecting market information for undertaking an expansion. The second case study examines the economic viability of a natural gas pipeline expansion by a transport company. There are two parallel objectives to this analysis: the study and evaluation of the current compensation system for transport networks; and to reflect the business model from a natural gas transportation company. A model using Microsoft Excel has been developed to assess the profitability of the project. In the model, the profitability of the project is studied on a business case prepared by the method of valuation of discounted cash flows. The parameters of the investment (initial investment, lifetime average cost of capital, etc.) are defined, as well as all the variables that might affect their profitability. These variables, being a regulated activity, deal mainly with the remuneration system and the variables on which it is based (such as the yield of the 10 years Spanish bond). Finally the sensitivity of each parameter is analyzed in order to determine their degree of influence on the outcome of return and net present value of the investment. Moreover, three scenarios have been forecasted with a probability of occurrence

associated: optimistic, neutral or expected and pessimistic, to show how a decision of this type is usually taken. The scenarios are made altering variables underlying the model. The results obtained in this second case study have shown that the current internal rate of return of the investment is higher than 9%. Yet under a negative scenario in which there is a regulatory change, the performance would remain above 4% annually. Thus, it can be noted that, despite the devaluation of the project in a pessimistic scenario, it would still be profitable for low capital costs, which are expected since it is a business with little risk. The main objectives of the project have been met by this structure. The first block has enabled the student to know in greater depth the value chain of natural gas and the environment in which all companies associated with it operate, at any moment of the chain (upstream, midstream or downstream). Once the theoretical basis is set, the case studies have explored more into the logistics management (in terms of the choice of expansion opportunities in order to optimize the benefit) of natural gas transporters and distributors in Spain. Also, the development of the cases studies has required a study of the current regulation of these activities, which has been shown by their completion. It can be concluded that for companies operating in a not liberalized market, as do those that have been studied in this project, it is essential to manage their areas of expansion and investment decisions given the current regulatory and legal risk they bear.

GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ÍNDICE

1.

Introducción .............................................................................................................. 17 1.1. Motivación del proyecto ........................................................................................ 17 1.2. El Sector Energético .............................................................................................. 18

2.

1.2.1.

Las fuentes de energía .................................................................................... 18

1.2.2.

El sector energético internacional .................................................................. 19

1.2.3.

El sector energético en España ....................................................................... 22

El Gas Natural ........................................................................................................... 27 2.1. Historia .................................................................................................................. 27 2.2. Usos ....................................................................................................................... 29 2.2.1.

Sectores doméstico y comercial ..................................................................... 29

2.2.2.

Sector industrial.............................................................................................. 30

2.2.3.

Generación eléctrica ....................................................................................... 30

2.2.4.

Otros usos ....................................................................................................... 31

2.3. Producción ............................................................................................................. 32

3.

2.3.1.

Yacimientos convencionales .......................................................................... 32

2.3.2.

Fuentes no convencionales ............................................................................. 34

2.3.3.

Reservas ......................................................................................................... 36

La Cadena del Gas..................................................................................................... 39 3.1. Exploración ............................................................................................................ 39 3.2. Extracción .............................................................................................................. 40 3.3. Tratamiento ............................................................................................................ 42 3.4. Transporte y Distribución ...................................................................................... 43

4.

3.4.1.

Gasoductos ..................................................................................................... 43

3.4.2.

Transporte por gasoductos ............................................................................. 44

3.4.3.

Transporte por Gas Natural Licuado (GNL) .................................................. 45

3.4.4.

Almacenamiento............................................................................................. 47

3.4.5.

Distribución .................................................................................................... 48

Transporte y Distribución.......................................................................................... 49 4.1. Transporte por gasoducto ...................................................................................... 49 4.1.1.

Diseño............................................................................................................. 49

4.1.2.

Elementos de la infraestructura ...................................................................... 52

4.2. Transporte por GNL .............................................................................................. 56 JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ÍNDICE 4.2.1.

Plantas licuefacción ........................................................................................ 56

4.2.2.

Transporte Marítimo ...................................................................................... 60

4.2.3.

Plantas regasificación ..................................................................................... 61

4.3. Almacenamiento .................................................................................................... 64 4.4. Distribución ........................................................................................................... 67 4.4.1.

Construcción................................................................................................... 67

4.4.2.

Operaciones y Mantenimiento ....................................................................... 68

4.5. Infraestructuras del Sistema Gasista Español ........................................................ 69 5.

Retribución y Marco Regulatorio .............................................................................. 75 5.1. Transporte .............................................................................................................. 76 5.2. Distribución ........................................................................................................... 79 5.3. Conclusiones .......................................................................................................... 81

6.

Casos Prácticos .......................................................................................................... 83 6.1. Segmentación de clientes en distribuidora ............................................................ 83 6.1.1.

Resumen ......................................................................................................... 83

6.1.2.

Introducción: Contexto y objetivos ................................................................ 84

6.1.3.

Segmentación ................................................................................................. 84

6.1.4.

Ejecución de la segmentación ........................................................................ 95

6.1.5.

Análisis de sensibilidad ................................................................................ 101

6.1.6.

Conclusiones ................................................................................................ 112

6.2. Análisis de negocio de una empresa transportista ............................................... 113 6.2.1.

Resumen ....................................................................................................... 113

6.2.2.

Introducción: contexto y objetivos ............................................................... 114

6.2.3.

Modelo de toma de decisión......................................................................... 118

6.2.4.

Resultados .................................................................................................... 125

6.2.5.

Conclusiones ................................................................................................ 132

7.

Conclusiones ........................................................................................................... 133

8.

Bibliografía.............................................................................................................. 135

JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ÍNDICE Tabla 1. Consumo de energía final en España ...................................................................................... 22 Tabla 2. Intensidad energética en España ............................................................................................ 23 Tabla 3. Consumo de energía primaria en España................................................................................ 24 Tabla 4. Producción nacional de energía .............................................................................................. 25 Tabla 5. Composición típica refrigerante mixto .................................................................................... 58 Tabla 6. Composición tipos de GNL ...................................................................................................... 61 Tabla 7. Parámetros operativos según tipo de AASS ............................................................................ 67 Tabla 8. Capacidades de las plantas de regasificación en 2012............................................................ 72 Tabla 9. Capacidades de los almacenamientos subterráneos en 2012 ................................................ 73 Tabla 10. Capacidades de las conexiones internacionales en 2012 ..................................................... 73 Tabla 11. Retribución por distribución ................................................................................................. 79 Tabla 12. Criterios de segmentación .................................................................................................... 85 Tabla 13. Atributos de segmentación ................................................................................................... 85 Tabla 14. Implicaciones en el workflow de la segmentación................................................................ 85 Tabla 15. Evolución viviendas 2001-2011 ............................................................................................. 87 Tabla 16. Población municipal 2001-2011 ............................................................................................ 88 Tabla 17. Configuración de las viviendas en 2001 ................................................................................ 89 Tabla 18. Configuración de las viviendas en 2011 ................................................................................ 89 Tabla 19. Distribución de los combustibles utilizados para calefacción en 2011 ................................. 90 Tabla 20. Datos estación meteorológica de Molina de Aragón ............................................................ 91 Tabla 21. Grados-día por municipio ...................................................................................................... 92 Tabla 22. Nivel económico por Comunidad Autónoma Tabla 23. Renta familiar por niveles . 93 Tabla 24. Renta media por municipio ................................................................................................... 93 Tabla 25.Tabla completa de datos para la segmentación .................................................................... 94 Tabla 26. Ejemplo de la tasa de éxito en la segmentación ................................................................... 96 Tabla 27. Factores de climatología y renta ........................................................................................... 97 Tabla 28. Resultados análisis de sensibilidad al coste por kilómetro ................................................. 102 Tabla 29. Resultados del análisis de sensibilidad al coste por kilómetro ........................................... 105 Tabla 30. Resultados análisis de sensibilidad a tasas de éxito............................................................ 108 Tabla 31. Resultados análisis de sensibilidad a los factores de afectación ........................................ 109 Tabla 32. Resultados del análisis de sensibilidad a la climatología y renta media ............................. 111 Tabla 33. Descuento de flujos de caja del modelo Excel .................................................................... 124 Tabla 34. Análisis de sensibilidad a la tasa de actualización............................................................... 127 Tabla 35. Análisis de sensibilidad a la tasa financiera......................................................................... 128 Tabla 36. Análisis de sensibilidad a la fecha de reconocimiento contable ......................................... 129 Tabla 37. Análisis de sensibilidad al bono español a 10 años ............................................................. 130 Tabla 38. Resultados del análisis de escenarios ................................................................................. 131

JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ÍNDICE Figura 1. Formación de combustibles fósiles ........................................................................................ 18 Figura 2. Consumo mundial por fuente de energía .............................................................................. 19 Figura 3. Evolución del consumo mundial por fuente de energía ........................................................ 20 Figura 4. Distribución del consumo por países ..................................................................................... 21 Figura 5. Distribución en España del consumo por fuente de energía ................................................. 23 Figura 6. Distribución de la producción de energía en España ............................................................. 24 Figura 7. Molécula de metano .............................................................................................................. 27 Figura 8. Yacimiento convencional ....................................................................................................... 33 Figura 9. Reservas mundiales de gas natural ........................................................................................ 36 Figura 10. Ratio R/P por continente ..................................................................................................... 37 Figura 11. Cadena del gas natural ......................................................................................................... 39 Figura 12. Reflexión sísmica .................................................................................................................. 40 Figura 13. Sección de torre de perforación .......................................................................................... 41 Figura 14. La cadena del GNL ................................................................................................................ 45 Figura 15. Reducción de volumen del GNL ........................................................................................... 45 Figura 16. Comparativa de precios por km según diferentes formas de transporte............................ 46 Figura 17. Gasoducto ............................................................................................................................ 49 Figura 18.Tendido en S.......................................................................................................................... 51 Figura 19. Tendido en J ......................................................................................................................... 51 Figura 20. Estación de compresión ....................................................................................................... 52 Figura 21. Estación de regulación y medida ......................................................................................... 54 Figura 22. Válvulas ................................................................................................................................ 54 Figura 23. Esquema de una unidad de odorización .............................................................................. 56 Figura 24. Unidades de una planta de licuefacción .............................................................................. 57 Figura 25. Ciclo de refrigeración en cascada ........................................................................................ 58 Figura 26. Ciclo con refrigerante mixto................................................................................................. 58 Figura 27. Esquema de circuito de refrigeración mediante ciclos de expansión.................................. 59 Figura 28. Localización de las plantas de licuefacción en el mundo ..................................................... 59 Figura 29. Vista interior tanque de membrana..................................................................................... 60 Figura 30. Buques metaneros de membrana (izq)y MOSS (dcha) ........................................................ 61 Figura 31. Esquema de una planta de regasificación............................................................................ 62 Figura 32. Vaporizador de agua de mar ................................................................................................ 63 Figura 33. Esquema de un Vaporizador de Combustión Sumergida .................................................... 64 Figura 34. AASS en estructura porosa................................................................................................... 65 Figura 35. AASS en caverna de sal ........................................................................................................ 66 Figura 36. Material constructivo gasoductos de distribución............................................................... 68 Figura 37. Mapa de instalaciones en España ........................................................................................ 71 Figura 38. Método indirecto de cálculo de los grados día de un municipio ......................................... 92 Figura 39. Variables independientes..................................................................................................... 95 Figura 40. Constantes ........................................................................................................................... 98 Figura 41. Restricciones y resultados.................................................................................................... 98 Figura 42. Configuración de solver ..................................................................................................... 100 Figura 43. Valor de los parámetros para los análisis de sensibilidad.................................................. 101 Figura 44. Inversión respecto a coste por kilómetro .......................................................................... 102

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ÍNDICE Figura 45. Beneficios respecto a coste por kilómetro ........................................................................ 103 Figura 46. Clientes respecto a coste por kilómetro ............................................................................ 104 Figura 47. Cadena de valor de transportista....................................................................................... 114 Figura 48. Estructura de costes de ampliación de la red de transporte ............................................. 116 Figura 49. Estructura de costes de un gasoducto de transporte ........................................................ 116 Figura 50. Precios unitarios de gasoductos según orden ITC/3863/2007 .......................................... 119 Figura 51. Precios unitarios de ERMs según orden ITC/3863/2007 ................................................... 120 Figura 52. Precios unitarios de estaciones de compresión según orden ITC/3863/2007 .................. 120 Figura 53. Valores unitarios de explotación de instalaciones de transporte...................................... 121 Figura 54. Cuadro de inputs del modelo Excel.................................................................................... 122 Figura 55. Cuadro de escenarios del modelo Excel ............................................................................ 123 Figura 56. Valores input para segundo caso práctico ......................................................................... 126 Figura 57. Escenario base para los análisis de sensibilidad ................................................................ 127 Figura 58. Gráfico del NPV y la TIR respecto de la tasa de actualización ........................................... 127 Figura 59. Gráfico del NPV y la TIR respecto de la tasa financiera ..................................................... 128 Figura 60. Gráfico del NPV y la TIR respecto a la fecha de reconocimiento contable ........................ 129 Figura 61. Gráfico del NPV y la TIR respecto a la rentabilidad del bono español ............................... 130 Figura 62. Escenarios optimista, neutro y pesimista .......................................................................... 131

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN

1. INTRODUCCIÓN 1.1. MOTIVACIÓN DEL PROYECTO El sector energético es, probablemente, el sector de mayor relevancia e importancia en el mundo puesto que, ligado al consumo de energía va el crecimiento económico mundial. De esta manera, en los últimos años toman especial relevancia las fuentes de energía. Por una parte debido a la crisis económica global, y por otra debido al auge de las energías renovables en detrimento de los combustibles fósiles. Mientras que las reservas de petróleo y carbón se ven reducidas año a año, cada vez se encuentran nuevas formas de extracción de gas natural, aumentando las reservas probadas. Por otro lado, las emisiones de gases resultantes de la combustión del gas natural son menos contaminantes que las de petróleo y carbón. Así, el gas natural se perfila como el combustible fósil del futuro. De esta manera, y más teniendo en cuenta la situación económica actual, se hace imprescindible una buena gestión de la cadena del gas, desde su extracción hasta su venta. La cadena del gas empieza por la exploración en busca de yacimientos que puedan ser explotados para la producción de este hidrocarburo. Una vez determinado, se procede a la explotación de dicho yacimiento, para continuar con el tratamiento del gas y su transporte y distribución hasta los consumidores finales. El transporte y distribución son considerados monopolios naturales, donde sería muy ineficiente la presencia de varios competidores, cada uno con sus propias redes. De esta manera son actividades reguladas por el estado, mientras que la comercialización del gas sí que es libre. El proceso de liberalización del mercado del gas natural en España, caracterizado por la libre capacidad que tiene cada consumidor de elegir suministrador, ha establecido un nuevo marco de actuación para las empresas del sector. Por un lado, las compañías que realizan actividades de transporte y distribución de gas natural deben afrontar inversiones y cambios regulatorios en el sector que afectan a la retribución de su negocio. Por otro, las comercializadoras, que tradicionalmente ocupaban los mercados de sus zonas históricas de distribución, deben realizar esfuerzos por ampliar su mercado, dando lugar a la entrada de nuevos competidores. La gestión logística del gas natural, tema principal de este proyecto, es una de las funciones principales a desarrollar por todas las compañías del sector. Concretamente, las empresas distribuidoras deben seleccionar las zonas de expansión con el fin de suministrar el gas al mayor número de clientes potenciales. Por otro lado, las empresas transportistas deberán focalizar sus esfuerzos en aumentar su red de suministro con el objetivo de abastecer a las zonas de alta demanda de gas, debido a que su retribución se basa en el volumen de inversiones realizadas.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN Se realizarán dos casos prácticos relativos a estas dos actividades. El primero consistirá en realizar una segmentación eficiente de clientes y una adecuada selección de las zonas de expansión de las instalaciones gasistas de una empresa de distribución. En el segundo se analizará el impacto en la cuenta de resultados de la inversión en un determinado proyecto por una empresa transportista.

1.2. EL SECTOR ENERGÉTICO El sector energético se refiere al sector de actividades primarias, secundarias o terciarias destinadas a la producción, transporte, innovación, manejo y venta de productos energéticos. Estos productos energéticos pueden ser muy variados, desde electricidad hasta materias primas, pasando por combustibles. 1.2.1. Las fuentes de energía Toda fuente de energía comienza con un recurso natural primario, como el agua, petróleo o gas. Esta materia prima se someterá a algún proceso de transformación para convertirlo en una fuente de energía secundaria, como la energía hidráulica, la gasolina, etc. Existen dos tipos principales de fuentes de energía, según su capacidad de renovación (renovables y no renovables). •

Las fuentes de energía no renovables son aquellas que se encuentran en la naturaleza de manera limitada, y por tanto van decreciendo con su uso. Se clasifican en dos subgrupos, combustibles fósiles y energía nuclear. o Los combustibles fósiles son principalmente el carbón, el petróleo y el gas natural. Provienen de restos de seres vivos enterrados hace millones de años que, a lo largo del tiempo, han estado sometidos a unas condiciones de presión y temperatura que los han dotado de propiedades energéticas cuando son quemados. Esta fuente de energía resulta relativamente fácil de obtener, por lo que es barata. En contraposición, es altamente contaminante con la atmósfera y se están disminuyendo rápidamente sus reservas, principalmente del carbón y el petróleo.

Figura 1. Formación de combustibles fósiles

o La energía nuclear es el segundo tipo de energía no renovable y tiene unas características diferentes a las de los combustibles fósiles. Esta es producida a partir de la fisión de uranio, que libera una gran cantidad de energía. El uranio es un elemento muy escaso y hay que tratarlo para que pueda fisionarse. Mientras que no JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN genera gases que contaminan la atmósfera, sus residuos son radioactivos y pueden ser nocivos durante miles de años. •

Las fuentes de energía renovables son aquellas que se obtienen de fuentes naturales teóricamente inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen, o porque son capaces de regenerarse por medios naturales. Entre las energías renovables se cuentan la eólica, geotérmica, hidroeléctrica, maremotriz, solar, undimotriz, la biomasa y los biocombustibles. Aunque en general son respetuosas con el medio ambiente, algunas, como los biocombustibles, sí producen gases contaminantes. Asimismo, la hidráulica a gran escala tiene un impacto medioambiental negativo. Sin embargo, comparadas con las fuentes de energía no renovables, éstas son consideradas energías verdes. Las principales desventajas de este tipo de fuentes de energía es que son intermitentes e impredecibles, por lo que complican la gestión del sistema eléctrico. 1.2.2. El sector energético internacional

Como se ha mencionado antes, el consumo energético está muy ligado al crecimiento económico de cada momento. Como consecuencia, la crisis financiera reciente ha provocado que, estos últimos años, los mercados energéticos se caractericen por tener una gran volatilidad. De esta manera, el consumo energético mundial disminuyó los primeros años de crisis, aunque se está recuperando y volviendo a crecer, ayudado sobre todo por los países emergentes. Según los datos de BP (Statistical Review of World Energy), en el año 2008 hubo un descenso del aumento del consumo energético que llevaba ocurriendo gradualmente a lo largo de los años en línea con la evolución de los indicadores económicos y dicho descenso se agravaba en el 2009 con un descenso del consumo mundial total del 2,5% frente al año 2008. Sin embargo, en 2011, coincidiendo con una moderada recuperación de la economía mundial, el consumo primario global subió un 2,5%. Todo este crecimiento se dio en países emergentes, contribuyendo China con un 71% del mismo. Por el contrario, el consumo primario de los países de la OCDE disminuyó un 0,8%. El petróleo continúa siendo el combustible líder en el mundo, con el 33,1% del consumo mundial en 2011, pero sigue perdiendo cuota de mercado por duodécimo año consecutivo, alcanzando el mínimo desde 1965.

Figura 2. Consumo mundial por fuente de energía

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN El consumo mundial de gas natural creció un 2,2% en 2011 respecto a 2010. El crecimiento fue menor que la media en todas las regiones excepto en América del Norte, como consecuencia de los bajos precios. En la Unión Europea, por otro lado, el consumo descendió la cifra record del 9.9%, principalmente por el mal estado de la economía y el auge de las energías renovables. Por otro lado, la producción de gas natural también creció, a un ritmo del 3,1%, pese a la bajada de Libia. Como ya hemos visto, tanto el petróleo como el gas natural vieron un crecimiento del consumo por debajo de la media. No es este el caso del carbón, que registró un crecimiento del 5,4% en 2011, llegando a un 30,3% del consumo mundial, el mayor porcentaje desde 1969. La energía nuclear decreció un 4,3%, el mayor descenso de su historia, mientras que las renovables han alcanzado el 2,1% de toda la energía producida.

Figura 3. Evolución del consumo mundial por fuente de energía

La distribución por países del consumo energético mundial se muestra en la figura. El país con mayor consumo es China, seguido de Estados Unidos. La Unión Europea constituye el 13,7% del total del consumo mundial y el porcentaje de los países asiáticos sigue aumentando. Es interesante destacar el hecho de que el consumo de los países no pertenecientes a la OCDE fue superior al de los de ésta en el 2011 debido principalmente al fuerte crecimiento económico de dichos países. Este crecimiento había provocado en los años anteriores al 2008 el aumento de la demanda energética mundial de manera que ha sido uno de los agravantes en la recesión energética posterior.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN

Figura 4. Distribución del consumo por países

De esta manera, el descenso del consumo se ha concentrado en los países de la OCDE (-5%) y en el área de la antigua Unión Soviética mientras que en Asia y Oriente Medio el consumo ha subido en 2011 de acuerdo con la evolución de las perspectivas económicas. Una consecuencia llamativa de la crisis económico-financiera es el marcado interés de los distintos gobiernos por desarrollar estímulos fiscales y monetarios que potencien la eficiencia energética y suavicen los efectos de la contracción económica. Así, el gran reto energético para los países de la UE en los próximos años es avanzar en el cumplimiento del objetivo común para 2020 de reducir las emisiones de CO2 en un 20%, generar el 20% de la energía eléctrica a partir de fuentes renovables y aumentar la eficiencia energética un 20% (Objetivo 20-20-20). La descarbonización del sector eléctrico desempeña un papel primordial en la reducción de emisiones principalmente a través de la transformación en la estructura de combustibles y tecnologías empleados en la producción eléctrica. Otra consecuencia de la crisis es la reducción de las inversiones del sector energético debido a las restricciones de liquidez en los mercados de capitales y a las expectativas de la baja en la demanda de energía. El reto actual de todos los países es disponer de una energía sostenible, competitiva y segura, que permita afrontar el crecimiento de la demanda, en especial de los países emergentes, el aumento de los precios, la lucha contra el cambio climático y la necesidad de contar con un suministro seguro. De acuerdo con la última publicación del World Energy Outlook (WEO-2011) de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), las energías fósiles continúan manteniendo un papel predominante y se prevé que pueden suponer más de dos tercios del incremento total de la energía primaria entre el 2007 y el 2030. En términos absolutos, el carbón supondrá el mayor incremento, seguido del gas y el petróleo, siendo éste el componente más destacado dentro del mix energético aunque su peso irá descendiendo gradualmente desde el 33% actual hasta el 30% en el 2030. Los incrementos en la demanda de gas y carbón se deben principalmente, a las necesidades de producción eléctrica ya que según las estimaciones la demanda mundial de electricidad puede crecer un 2.5% anualmente hasta el 2030. El 80% de la nueva demanda JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN provendrá seguramente de países no pertenecientes a la OCDE, proviniendo los mayores incrementos en la demanda eléctrica de China. Asimismo, cabe destacar el importante papel del gas natural en todas las políticas públicas. Entre los motivos que explican la mayor demanda de gas, hay que destacar fundamentalmente las necesidades de diversificar las fuentes energéticas en muchos países altamente dependientes del petróleo y el carbón. Entre los ejemplos más destacados podríamos considerar ciertos países de Oriente medio como los Emiratos Árabes Unidos, que a pesar de sus abundantes reservas petrolíferas está poniendo en marcha proyectos para el desarrollo del gas para satisfacer la demanda interna. En segundo lugar, la creciente competitividad del gas como combustible en la producción eléctrica y sus ventajas medioambientales frente a otros combustibles fósiles. Y por último, pero no menos importante, el aumento en los usos finales del gas que acelera su demanda y la existencia de numerosos yacimientos por explotar. Cada vez más, los gobiernos están tomando conciencia del potencial de las energías renovables debido a los elevados precios de los combustibles fósiles y a la creciente preocupación de los países por el cambio climático y la seguridad energética. De este modo, la tendencia de dichas energías es de alto crecimiento sobre todo en términos de generación eléctrica siendo la energía eólica la que supone el mayor crecimiento. Se estima que el porcentaje de las renovables alcanzará el 22% de la producción eléctrica en el 2030, desde el 18% en el 2007 pudiéndose elevar dicha cifra en los países de la OCDE hasta el 25% en el 2030. 1.2.3. El sector energético en España La evolución del sector energético en España está ligada a la evolución del mismo en el panorama internacional, comportándose de manera parecida y estando en la actualidad en una situación similar.

Tabla 1. Consumo de energía final en España

El consumo de energía final en España durante el año 2011, incluyendo el consumo para usos no energéticos, fue de 93.238 Kilotoneladas equivalentes de petróleo (Ktep) lo que supone una reducción del 4,4% respecto al año 2010. Ha sido determinante en esta bajada la menor actividad económica, si bien las diferencias de laboralidad y temperatura han contribuido a bajar ligeramente dicha demanda. Por sectores, tras la mejora en el año 2010, se ha producido un menor consumo energético en la industria. El sector del transporte prosigue su tendencia desde JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN el año 2008 y cada año registra un menor consumo energético. Finalmente, en el sector residencial y terciario, la demanda ha bajado por la menor actividad en servicios y, en parte, por las condiciones climáticas citadas. En cuanto a la distribución del consumo por tipo de energía, los productos petrolíferos son los que mayor porcentaje tienen seguido de la electricidad y del gas. El carbón y las energías renovables constituyen conjuntamente sólo un 8,7% del total de energía consumida en 2011. Esta distribución del consumo final de energía se muestra en la Figura. Es destacable el incremento del 74,1% en el consumo total de carbón respecto al año 2010, debido fundamentalmente a la mayor generación eléctrica con este combustible, por el cambio en la estructura de generación ya comentado.

Figura 5. Distribución en España del consumo por fuente de energía

En la figura siguiente se recoge la evolución de la intensidad energética expresada como consumo de energía final por unidad de PIB.

Tabla 2. Intensidad energética en España

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN A continuación se muestra el consumo de energía primaria en España en el año 2011, así como la evolución del consumo de la misma por unidad de PIB lo que da una muestra de la intensidad de energía primaria utilizada en España a lo largo de los años.

Tabla 3. Consumo de energía primaria en España

El consumo de energía primaria registró un descenso de 0,6%. En este descenso, inferior al de la energía final, ha tenido relevancia el cambio de estructura de la generación eléctrica. En concreto, la recuperación de la generación con carbón, que había caído excepcionalmente en 2010, además del descenso de las producciones eléctricas eólica e hidroeléctrica. Debido a esto, en conjunto, la generación en 2011 tuvo menor rendimiento que el año anterior, en términos de energía primaria, por el tipo de tecnología empleada. La producción nacional de energía se muestra en la siguiente figura destacando la producción de energía nuclear y de energías renovables. En este sentido, se puede considerar que España tiene un grado de autoabastecimiento del 100% en energía nuclear, hidráulica y energías renovables. Sin embargo, en cuanto a petróleo y gas natural se refiere, España tiene un grado prácticamente nulo de abastecimiento teniendo que importar prácticamente el volumen total de lo consumido de dichos combustibles fósiles. En cuanto al carbón, España ha pasado de tener un nivel alto de autoabastecimiento (42,4%) a uno medio (18,3%). Esto ha sido principalmente por el gran aumento del consumo unido a una bajada en su producción.

Figura 6. Distribución de la producción de energía en España

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Tabla 4. Producción nacional de energía

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL

2. EL GAS NATURAL El gas natural es una de las principales fuentes de energía en la actualidad y se ha convertido en un componente vital en el suministro de energía del mundo, cubriendo innumerables necesidades y actividades de nuestro día a día. Se trata de la fuente de energía fósil que ha conocido mayor avance desde los años 70 y representa actualmente más de la quinta parte del consumo energético mundial, siendo la tercera fuente de energía de mayor utilización después del carbón y el petróleo. De este modo, se considera que será el combustible fósil del siglo XXI, como lo fue el petróleo durante el siglo XX o el carbón en el XIX. El gas natural consiste en una mezcla de gases hidrocarburos, formada principalmente por metano pero que puede contener también etano, propano y butano. De esta manera, su composición puede variar en un amplio rango. Antes de ser refinado, típicamente contiene un 70-90% de metano y entre el 0 y el 20% del resto de hidrocarburos. Además, suele presentar dióxido de carbono (hasta en un 8%), nitrógeno (hasta un 5%), sulfato de hidrógeno (hasta un 5%) y trazas de otros gases (oxígeno, helio, neón…).

Figura 7. Molécula de metano

El gas natural es un combustible ya que puede ser quemado para obtener energía. Químicamente, el proceso consiste en una reacción entre el metano y el oxígeno que da como resultado dióxido de carbono, agua y una gran cantidad de energía. CH4 + 2 O2 → CO2 + 2 H2O + 891 KJ El gas natural, normalmente, es incoloro, inodoro y sin forma. Sin embargo, se le añade un odorante denominado mercaptano antes de ser distribuido a los consumidores finales con el fin de que cualquier fuga sea detectada.

2.1. HISTORIA Los primeros descubrimientos de yacimientos de gas natural fueron hechos en Irán entre los años 6000 y 2000 A.C. Estos yacimientos de gas, probablemente encendidos por primera vez

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL mediante algún relámpago, sirvieron para alimentar los "fuegos eternos" de los adoradores del fuego de la antigua Persia. También se menciona el uso del gas natural en China hacia el 900 A.C. Precisamente en China se reporta la perforación del primer pozo conocido de gas natural de 150 metros de profundidad en el 211 A.C. Los chinos perforaban sus pozos con varas de bambú y primitivas brocas de percusión, con el propósito expreso de buscar gas en yacimientos de caliza. Quemaban el gas para secar las rocas de sal que encontraban entre las capas de caliza. Alrededor del año 500 D.C., la cultura china descubrió el uso potencial de estos fuegos, y crearon tuberías que transportaban dicho gas para poder utilizarlo con el fin de hervir agua del mar y hacerla potable. El gas natural era desconocido en Europa hasta su descubrimiento en Inglaterra en 1659, e incluso entonces, no se masificó su uso. Fue Reino Unido el primer país en comercializar su uso, produciéndolo a partir del carbón y utilizándolo para encender las luces de las casas y de las calles. La primera utilización de gas natural en Norteamérica se realizó desde un pozo poco profundo en la localidad de Fredonia, estado de Nueva York, en 1821. El gas era distribuido a los consumidores a través de una cañería de plomo de diámetro pequeño, para cocinar e iluminarse. A lo largo del siglo XIX, el uso del gas natural permaneció localizado porque no había forma de transportar grandes cantidades de gas a través de largas distancias, desde sus yacimientos hasta los puntos de consumo. Por esta razón, el gas natural se mantuvo desplazado del desarrollo industrial por el carbón y el petróleo, siendo usado casi únicamente como fuente de luz. Tras la llegada de la electricidad y del descubrimiento del mechero Bunsen (año 1857), los posibles usos del gas natural fueron aumentando, ya que éste creaba una llama adecuada y segura para cocinar y calentar, siendo así utilizado para calefacción y agua caliente sanitaria. Sin embargo, hasta que el transporte del gas natural no fue posible, no se descubrieron los usos que existen en la actualidad. Un importante avance en la tecnología del transporte del gas ocurrió en 1890, con la invención de las uniones a prueba de filtraciones. Sin embargo, como los materiales y técnicas de construcción permanecían difíciles de manejar, no se podía llegar con gas natural más allá de 160 kilómetros de su fuente. Por tal razón, la mayor parte del gas asociado (gas que se encuentra acompañado de petróleo) se quemaba en antorchas y el gas no asociado se dejaba en la tierra. El transporte de gas por largas distancias se hizo practicable a fines de la segunda década del siglo XX por un mayor avance de la tecnología de cañerías. En Estados Unidos entre 1927 y 1931 se construyeron más de 10 grandes sistemas de transmisión de gas. Cada uno de estos sistemas se construyó con cañerías de unos 50 centímetros de diámetro y en distancias de más de 320 kilómetros. Después de la Segunda Guerra Mundial se construyeron más sistemas de mayores longitudes y diámetros. Se hizo posible la construcción de cañerías de 142 centímetros de diámetro. A principios de los años 70 tuvo su origen en Rusia la cañería de gas más larga. La red de Northern Lights, de 5470 kilómetros de longitud, cruza los Montes Urales y unos 700 ríos y arroyos, uniendo Europa Oriental con los campos de gas de Siberia del Oeste en el círculo Ártico. Otra red de gas, más corta, pero de gran dificultad de ingeniería, es la que se extiende desde Argelia, a través del Mar Mediterráneo hasta Sicilia. El mar tiene más de 600 metros de profundidad en algunos tramos de la ruta. JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL En los primeros tiempos de la exploración del petróleo, el gas natural era frecuentemente considerado como un subproducto sin interés que impedía el trabajo de los obreros forzados a parar de trabajar para dejar escapar el gas natural descubierto en el momento de la perforación. Hoy en día, en particular a partir de las crisis petroleras de los años 70, el gas natural se ha convertido en una importante fuente de energía en el mundo. Gracias a la continua evolución tecnológica, especialmente en los métodos de obtención y extracción del gas natural, así como de los canales de transporte y distribución del mismo gracias especialmente a los avances en las técnicas de soldadura, esta forma de energía se ha convertido en una de las más importantes y con mayores usos que tenemos hoy en día. Destaca su utilidad en los sectores doméstico, comercial, industrial, del transporte y en la generación de energía eléctrica a través de ciclos combinados.

2.2. USOS El gas natural es una de las fuentes de energía más baratas, limpias, seguras y efectivas disponibles para el consumidor. Una ventaja importante que tiene es su alto poder calorífico, que varía habitualmente entre 9.000 y 12.000 Kcal/Nm3, siendo mayor cuando mayor sea el contenido de hidrocarburos pesados. Respecto a la distribución por sectores de la utilización del gas natural, el sector industrial es el que mayor peso tiene en porcentaje de ventas representando prácticamente la mitad de las mismas, seguido del sector de generación eléctrica que representa aproximadamente un tercio del volumen total. Los sectores doméstico y comercial son los que más clientes tienen en número, sin embargo representan un menor porcentaje de ventas con respecto a los otros dos sectores, por las diferencias en consumo. Asimismo, existe un pequeño porcentaje correspondiente a usos no energéticos del gas natural tales como el transporte (autobuses y taxis principalmente) o el uso del gas natural como materia prima (para plásticos o fertilizantes). 2.2.1. Sectores doméstico y comercial En el sector doméstico la gran mayoría de hogares del mundo utilizan gas natural para la calefacción y en menor medida el calentamiento de agua y en aparatos de aire acondicionado y otros electrodomésticos denominados “gasodomésticos”. Durante los últimos años se ha registrado un aumento masivo del número de consumidores de gas natural, sin embargo el volumen de gas natural consumido no ha crecido al mismo nivel. Esto se debe al incremento de la eficiencia de los dispositivos de gas natural, que puede llegar a ser un 90% en las calderas más modernas. Los usos en el sector comercial y de servicios son muy similares a los que tiene en el sector doméstico destacando la calefacción, el calentamiento del agua y aire acondicionado, uso que se estima crecerá debido a las innovaciones tecnológicas. Las últimas tendencias en el consumo doméstico y residencial consisten en la microgeneración a partir de gas natural consistente en la instalación de microturbinas que permiten, además de los usos habituales, generar la electricidad necesaria para cubrir el consumo del hogar. En los casos de mayores niveles de consumo, instalaciones de cogeneración (generación de calor y electricidad) o trigeneración (generación de frío, calor y agua caliente) pueden hacerse rentables. Es en estos sistemas donde entran en juego las pilas de hidrógeno, con eficiencias que rondan el 80%. JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL 2.2.2. Sector industrial Como se ha introducido anteriormente, el sector industrial es el sector que registra el mayor porcentaje de las ventas de gas natural. Además, se prevé que crezca a un ritmo del 1,7% hasta 2035, representando (junto con el sector eléctrico) un 87% del crecimiento mundial total hasta esa fecha. El gas natural es la segunda fuente de energía más utilizada en la industria en general, después de la electricidad, y tiene usos en diversos sectores industriales tales como papel, cemento, alimentación, metalurgia, productos químicos, refino de petróleo, materiales para la construcción o cocción de productos cerámicos. En este sector también toma gran importancia la cogeneración, ya que empresas industriales que utilizan dicha tecnología obtienen grandes beneficios al verter los excedentes de electricidad a la red. El carbón es el combustible fósil más barato pero el que produce mayores emisiones contaminantes, y tras las múltiples regulaciones relacionadas con los niveles de emisiones expulsadas a la atmósfera se han tenido que conseguir nuevos métodos de generación eléctrica que reduzcan dichas emisiones. Por esta razón, el gas natural cobra una gran relevancia debido a sus bajas emisiones contaminantes comparado con otros hidrocarburos. Destacan el menor nivel de emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de carbono (CO2) y partículas en la combustión, y la gran reducción de las emisiones de dióxido de azufre (SO2) eliminando así la necesidad de separadores de gas y reduciendo la cantidad de sedimentos asociados a plantas de generación y procesos industriales. Además, procesos como el requemado (que reduce las emisiones de NOx y SO2 al combinarse éstos con un agente reductor) y cogeneración (proceso que incrementa eficiencia de la planta) funcionan mejor con gas natural que con otros combustibles. 2.2.3. Generación eléctrica El gas natural es el combustible más utilizado en la mayoría de regiones del mundo para la generación eléctrica. Esto se debe principalmente a su menor intensidad de emisión de carbono comparado con el petróleo y el carbón, lo que los hace un combustible atractivo en países donde los gobiernos están implementando medidas para reducir las emisiones de gases contaminantes. Otras razones importantes son el menor precio comparado con el petróleo en muchos países y los múltiples cambios tecnológicos que se están produciendo, fomentados por su menor impacto medioambiental. De esta manera, es el combustible elegido para las nuevas plantas de generación, con bajos costes de capital y elevadas eficiencias térmicas. El consumo de este combustible por el sector eléctrico se prevé que sea el que más aumente hasta 2035, siguiendo un ritmo del 2% anual, siendo el responsable de la mayoría del crecimiento total de consumo de gas natural en el mundo. La tecnología de generación eléctrica con ciclos combinados de gas natural es una de las más eficientes y con menor impacto ambiental, estando hoy en día totalmente extendida por todo el mundo. En la actualidad este sistema es prácticamente la única tecnología que está siendo instalada en los países desarrollados sustituyendo a las fuentes de energía tradicionales como el carbón o el petróleo con el objetivo de que se reduzcan las emisiones a la atmósfera.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL Esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural (turbina de gas) y el vapor que producen los gases de escape (caldera de recuperación y turbina de vapor) para generar electricidad. Estos dos procesos funcionan de manera complementaria, lo que permite alcanzar rendimientos energéticos muy elevados, ya que se obtiene electricidad en dos etapas utilizando una única fuente de energía. Los grupos generadores de ciclos combinados tienen un rendimiento de más del 57%, muy superior al de una central convencional (30-35%). Esto significa que por cada kilovatio hora de electricidad producida se necesita un tercio menos de energía primaria, es decir, de gas natural. Los ciclos combinados destacan por sus bajas emisiones, que se reducen en un 60% en el caso del dióxido de carbono y en un 70% en el de los óxidos de nitrógeno, respecto a una central convencional, con unas emisiones de dióxido de azufre y de partículas prácticamente nulas. Asimismo, los grupos generadores de ciclo combinado consumen solamente un tercio del agua de refrigeración que requiere una central convencional de la misma potencia y la instalación ocupa menos espacio que una central convencional. Además de los beneficios en términos de eficiencia y medioambiente, los ciclos combinados ofrecen una elevada flexibilidad de operación ya que las unidades pueden arrancarse y pararse con relativa facilidad, ofreciendo así cobertura a fuentes de energía renovables con fuerte variabilidad en su producción y poco gestionables, como la generación eólica. Todo lo descrito anteriormente hace que la generación eléctrica con ciclos combinados represente el mejor modelo energético ya que permite unos rendimientos más elevados que otros sistemas de generación eléctrica y al mismo tiempo reduce el impacto medioambiental. Concretamente, y según se recoge en el estudio "Impactos Ambientales de la Producción Eléctrica", publicado por el Instituto para la Diversificación y ahorro de Energía (IDAE), la generación de electricidad con gas natural tiene un menor impacto sobre el medio ambiente que los sistemas solar fotovoltaico, nuclear y los sistemas de generación con carbón, petróleo y lignito. 2.2.4. Otros usos Además de los usos anteriormente mencionados, el gas natural comprimido (GNC) es utilizado en el sector del transporte como combustible de vehículos debido a su naturaleza poco contaminante, a su seguridad y a su precio, convirtiéndose en una alternativa económica viable frente a las gasolinas y gasóleos. Destaca su uso en grandes flotas de vehículos que recorren muchos kilómetros al día, como por ejemplo autobuses, taxis o camiones. Sin embargo, en la actualidad no existe una red de abastecimiento adecuada debido a su coste y complejidad logística. El gas natural es también empleado con fines distintos a la generación de energía. Dentro de ese grupo cabe destacar su uso como materia prima en diversos procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos tipos de plásticos y fertilizantes. De este apartado se puede concluir que el gas natural es al mismo tiempo una energía primaria y final. Esto lo hace muy versátil, capaz de cubrir tanto periodos estables de demanda como repentinos picos de demanda. JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL 2.3. PRODUCCIÓN A raíz que lo explicado en el apartado anterior, se estima que para ser capaz de abastecer a todo el crecimiento de consumo hasta 2035, la producción de gas natural deberá crecer en torno a un 50% en el mismo periodo. La mayor parte de este crecimiento se espera que proceda de países no pertenecientes a la OCDE, cuya producción se estima crezca a un ritmo del 2% anual, mientras que la de los países pertenecientes a la OCDE solo crezca a un 0,9% anual. Por otro lado, este alto crecimiento va a ser favorecido por la producción de gas no convencional, principalmente de tight gas, shale gas y coalbed methane (explicados más adelante). Se estima que la producción en países de la OCDE crezca a un 3,2% anual y que en países no pertenecientes a la OCDE se multiplique por 12 la producción entre 2011 y 2035. Sin embargo, hay mucha incertidumbre en cuanto a los factores que pudieran afectar a la futura producción de gas no convencional. Por una parte, las estimaciones de shale gas recuperable en EEUU y Canadá son muy variables y las del resto del mundo aún más dado los escasos datos que se tienen actualmente. Por otro lado, el proceso de fractura hidráulica usado para producir shale gas requiere un cantidad de agua elevada, siendo muy secas muchas de las áreas donde se han identificado reservas de este tipo. Finalmente, hay incertidumbre alrededor del acceso a estas reservas por motivos medioambientales. Por ejemplo, el estado de Nueva York está limitando la expedición de permisos de perforación; Francia ha tomado acciones para prohibir la fractura hidráulica; y Sudáfrica la ha prohibido momentáneamente mientras investiga como regularla para proteger el medio ambiente. 2.3.1. Yacimientos convencionales En los yacimientos convencionales, los hidrocarburos se forman en lo que se conoce como roca madre. La misma está compuesta por una acumulación de material orgánico y rocas que se acumularon durante largos períodos de tiempo. El metano se forma a partir de las partículas orgánicas (restos de plantas o animales muertos) que están cubiertas por múltiples capas de sedimentos y barro que se van formando a lo largo de los años. A medida que se acumulan, estos producen una gran presión en la materia orgánica, que combinado con las altas temperaturas que existen bajo tierra, rompe las uniones del carbono de la materia orgánica, descomponiéndola y transformándola en los hidrocarburos. Debido a su baja densidad, estos tienden a subir hacia el exterior a través de rocas porosas y otras diferentes formaciones geológicas, hasta encontrar una roca impermeable que impida su paso (conocida como sello) formando lo que se denomina un depósito o yacimiento.

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Figura 8. Yacimiento convencional

Los yacimientos presentan, generalmente, buenas condiciones de permeabilidad y porosidad que permiten la explotación comercial de los mismos mediante el uso de técnicas tradicionales. El gas natural en los yacimientos puede encontrarse asociado a yacimientos de hidrocarburos o acompañado de pequeñas cantidades de hidrocarburos o gases. En los depósitos más superficiales el gas natural se encuentra normalmente asociado al petróleo, debido a las menores temperaturas; o al carbón, en capas más superficiales. Al contrario de lo que ocurre con el petróleo, en depósitos más profundos se crea más cantidad de gas natural, por lo que a estas profundidades se suele encontrar gas natural primario e incluso metano en estado puro. Todos estos yacimientos pueden estar en tierra firme, o bajo el mar (yacimientos offshore). Para obtener el gas natural del suelo, se realizan perforaciones en la tierra a través de las rocas impermeables para así poder liberar el gas. Se aprovecha que el gas natural se encuentra bajo presión en las reservas y que es menos denso que el petróleo, por lo que éste suele encontrarse más cerca de la superficie y por encima del petróleo y el agua, pudiendo escapar por sí mismo una vez perforado el suelo. Para encontrar dichos yacimientos se utilizan cada vez más nuevas tecnologías y recursos vibratorios, intentando depender menos de los explosivos usados hasta ahora. La continua evolución de las tecnologías de búsqueda de las reservas de gas natural en la tierra, de extracción y de producción del mismo ha hecho que estos procesos sean cada vez más eficientes y seguros y tengan un menor impacto medioambiental. Además de estas formaciones convencionales de gas, existen otro tipo de formaciones de diferentes tipos cuya extracción es mucho más difícil y cara, por lo que a lo largo de la historia no han sido yacimientos económicamente viables. Este tipo de gas natural se denomina no convencional. Con los avances de la tecnología y las técnicas de extracción, la explotación de este tipo de formaciones de gas está siendo viable, lo que supone un aumento de las reservas de gas natural en el mundo.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL 2.3.2. Fuentes no convencionales En el caso de las reservas de gas no convencionales, el hidrocarburo es generado de manera similar a la descrita anteriormente. La diferencia radica en que, mientras que en los convencionales el hidrocarburo asciende y se aloja bajo una roca impermeable, en los no convencionales en general permanece en la roca que los generó. Esta situación se da como resultado de la muy baja permeabilidad que presenta la roca generadora, lo que impide que se produzca el proceso de migración primaria. Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de reservas, pudiendo ser: •

Tight sand gas accumulations: el gas se encuentra confinado en formaciones de rocas de baja porosidad, usualmente en roca dura impermeable, o en formaciones de rocas de arena o limo no porosas. Debido a la baja permeabilidad y porosidad de este tipo de acumulaciones, el gas natural se queda atrapado en ellas sin poder ascender a las capas más superficiales. Como consecuencia, las técnicas de extracción del gas en este tipo de reservas son mucho más costosas y caras, teniendo que fracturar dicha estructura para la obtención del gas.

•

Shale gas: gas procedente de pizarras y esquistos, que son formaciones minerales procedentes de sedimentos ricos en arcilla, de grano fino y fácilmente desintegrables, que se formaron hace 350 millones de años. Estos se almacenan en capas paralelas que suelen contener gas natural. Debido a las propiedades morfo geológicas de los esquistos, la extracción del gas es más difícil y costosa que la del gas natural convencional. Las cuencas de esquisto están dispersas por el mundo, incluyendo China, Estados Unidos, Argentina, México, Colombia y Chile, entre otros países.

•

Coalbed methane (CMB), o metano en asiento de carbón: en este caso, el gas natural se encuentra asociado al carbón. El carbón se formó en las profundidades de la tierra bajo condiciones geológicas similares a las del gas natural y del petróleo. Los depósitos de carbón se encuentran con frecuencia como vetas que corren bajo tierra, y son explotados cavando en la veta y extrayendo el mineral. Como se mencionó antes, muchos yacimientos de carbón también contienen gas natural, tanto en la veta como en la roca circundante. Este tipo gas se encuentra confinado bajo la tierra y usualmente se mantiene así hasta que las actividades de minería no lo liberan. Históricamente, este gas ha sido considerado un estorbo en esa industria, pues altas concentraciones de metano generan condiciones peligrosas para los mineros, y en el pasado este gas simplemente era vertido a la atmósfera. Hoy en día, sin embargo, el metano en asiento de carbón se ha convertido en una forma popular de gas natural no convencional.

Las características principales de los yacimientos no convencionales son definidas por dos propiedades (contenido orgánico total y grado de madurez térmica) junto con la permeabilidad y el tipo de gas generado y almacenado. El contenido orgánico total (COT) mide el porcentaje de contenido orgánico que posee una roca; mientras que el grado de madurez térmica de la materia orgánica se mide a través de la reflectancia de la vitrinita (Ro) y está correlacionada con la generación de los hidrocarburos. JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL Estas particularidades llevan a que la exploración, perforación, terminación y producción deban adaptarse a cada caso particular. En el caso de la etapa exploratoria, se requiere de una información mucho más detallada, en cuanto a la extensión, espesor y presión de los yacimientos. Para esto resulta imprescindible realizar una sísmica 3D junto a estudios geofísicos y geoquímicos, además del análisis de perfiles extraídos de la formación. En esta etapa resulta relevante conocer las fracturas naturales que puedan estar presentes en la formación, ya que las mismas, junto a la información anterior, sirven de base para el diseño de las fracturas hidráulicas posteriores. Posteriormente, en la etapa de perforación, uno de los cambios más importantes que permitieron el desarrollo de los yacimientos no convencionales es la mejora en la tecnología de perforación dirigida. Esto implica perforar en forma vertical hasta la profundidad en la que se detectó la presencia de hidrocarburos, para luego modificar la dirección del mismo y, generalmente, continuar haciéndolo de manera horizontal. El objetivo radica en cubrir la mayor distancia posible de la roca, ya que al presentar una baja permeabilidad sólo se puede recuperar el gas que no esté muy alejado del pozo. Como se ha descrito anteriormente, esto último es consecuencia de la muy baja permeabilidad que presentan estos yacimientos, por lo que de no realizarse algún tipo de estimulación, el volumen de gas recuperado no alcanzaría para que el mismo resulte económicamente viable. Para subsanar esta situación, las mejoras en las técnicas de fracturación hidráulica permitieron reducir costes e incrementar la productividad del pozo. El objetivo de la misma consiste en generar grietas artificiales en la roca, para mejorar la permeabilidad e incrementar el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Para llevar a cabo estas fracturas, es necesario bombear grandes cantidades de agua y arena, junto a ciertos compuestos químicos, a presiones muy elevadas. De esta manera, este compuesto rompe la roca, creando grietas y generando así las condiciones para extraer el gas. Aparte de las formas no convencionales mencionadas, existen otras que no tienen que ver con una baja permeabilidad de la roca. Estas son: •

Hidratos de metano: son la forma más reciente descubierta e investigada de gas natural no convencional. Estas formaciones se producen en rejillas de agua congelada, la cual forma una especie de jaula alrededor de las moléculas de metano. Los hidratos se ven como nieve mezclada y fueron descubiertos por primera vez en regiones permahielo (zonas con capas permanentes de hielo) del Ártico.

•

Gas en zonas geopresurizadas: Las zonas geopresurizadas son formaciones naturales bajo tierra que se encuentran altamente presurizadas por su alta profundidad. Estas áreas están formadas por capas de arcilla depositada y compactada muy rápido encima de material poroso y absorbente como arena o limo. El agua y el gas natural presente en esta arcilla migró y está confinada en los depósitos porosos de arena y limo adyacentes. El gas de estas zonas se encuentra localizado a grandes profundidades (entre 3000 y 8000 metros debajo de la superficie de la tierra), lo cual dificulta enormemente su extracción.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 2. EL GAS NATURAL •

Gas profundo: Este gas natural existe en depósitos muy hondos, más allá de las profundidades convencionales de perforación (generalmente se encuentra a más de 4500m de profundidad). En los últimos años se está convirtiendo en gas convencional a medida que las técnicas de perforación y extracción profunda mejoran. 2.3.3. Reservas

Se denominan reservas de gas natural a los yacimientos de gas que se encuentran en la naturaleza. Según su probabilidad de ser explotadas, en el estado actual de la tecnología, de forma técnica y económicamente viable, se dividen en tres grupos: reservas probadas (certeza mayor al 90%), probables (50-90%) y posibles (menor de 50%). El número de reservas probadas de gas natural crece continuamente debido especialmente a la evolución de las tecnologías, que hacen económicamente viables reservas existentes que no lo eran en el pasado y facilitan la exploración en busca de nuevas. Asimismo, los descubrimientos de gas no convencional están cambiando la perspectiva a medio plazo acerca de la disponibilidad mundial de gas natural. Estos tipos de gas podrían añadir entre un 60% y un 250% a las reservas mundiales de gas. Actualmente, las reservas mundiales probadas de gas natural, según los datos publicados en 2012 por BP, son de 208,4 billones de m3, que dan para 63,6 años al ritmo de consumo actual.

Figura 9. Reservas mundiales de gas natural

En cuanto a la localización de estas reservas, destaca Oriente Medio con casi el 40% del gas natural mundial, del cual Irán posee el 16%. Rusia es el país con más reservas de gas natural, contando con más de un 21% del total, seguido de Europa y Eurasia. Asia y África cuentan con un 8 y un 7% respectivamente. En América del Norte es destacable el aumento de reservas en los últimos años debido a la ya posible explotación de gas no convencional (especialmente shale gas), que se elevan a casi 11 billones de metros cúbicos (5,2% de las reservas mundiales). En la siguiente figura se pueden observar los ratios R/P (reserves to production) para los distintos continentes. Este ratio indica el número de años que durarán las reservas actuales al ritmo de producción actual.

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Figura 10. Ratio R/P por continente

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS

3. LA CADENA DEL GAS La cadena del gas natural la componen todas las actividades desde el momento de la exploración de yacimientos de gas natural hasta el momento del consumo para los distintos usos finales de este combustible, incluyendo su producción, tratamiento, transporte y distribución. Su transporte hasta las redes de distribución puede realizarse de dos formas distintas, en estado gaseoso a través de los gasoductos, o bien, en estado licuado transportado mediante buques metaneros. A continuación se muestra de forma ilustrativa la cadena del gas para posteriormente detallar cada uno de los procesos que la componen.

Figura 11. Cadena del gas natural

3.1. EXPLORACIÓN Debido a la continua evolución de las tecnologías, propiciada por la necesidad de combustibles fósiles, las técnicas para detectar yacimientos de gas natural están sufriendo una gran transformación en los últimos años. Antiguamente, la única manera de encontrar dichos yacimientos consistía en detectar emanaciones de gas en la superficie, técnica muy ineficiente. Actualmente se dispone de formas más avanzadas por las que obtener de manera exacta la localización de yacimientos. El primer paso para la exploración de hidrocarburos suele ser examinar la estructura de la superficie de la tierra determinando las áreas donde es geológicamente probable que haya yacimientos de gas natural. Para ello, se estudian las rocas superficiales buscando indicaciones directas (p.e manaderos de petróleo, asfalta y gas) y se aplica la geología de superficie para verificar la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos, e interpretar la existencia de trampas en el suelo mediante la observación y medición de sus efectos en el terreno. Con este fin también se utilizan las fotografías aéreas. Estos estudios de JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un mapa de relieve sobre el que los geólogos grafican los datos adquiridos y calculan las posibilidades de que se trate de un yacimiento de petróleo o gas natural. Una vez se han localizado las zonas donde es posible que se encuentren los yacimientos, se aplican técnicas avanzadas para la obtención de mayores detalles e información acerca de las reservas. La más usada es la sísmica de reflexión que consiste en estudiar cómo la energía, en forma de ondas, se mueve por la corteza terrestre e interactúa con los diferentes tipos de suelos, rebotando de manera diferente con cada uno de ellos. De esta manera se puede definir la estructura y orografía exacta de los yacimientos. Otras tecnologías existentes son: taladrar el suelo hasta gran profundidad para poder estudiar las diferentes capas de suelos que existen; medir las propiedades magnéticas de los diferentes tipos de capas mediante un magnetómetro; y el uso de gravímetros para medir las diferencias del campo magnético de la tierra.

Figura 12. Reflexión sísmica

Con los métodos de exploración más modernos, se puede conseguir una imagen tridimensional del terreno explotado e incluso analizar su evolución en el tiempo. Esta actividad es de una alta complejidad técnica y precisa de grandes inversiones y especialización por lo que su desarrollo lo suelen realizar empresas petrolíferas.

3.2. EXTRACCIÓN Una vez comprobada la viabilidad técnica, legal y económica de la extracción de gas un yacimiento probado, se procede a su explotación. Para ello se perforan pozos en el suelo donde se encuentra. En algunos casos, después de haber taladrado un pozo, se descubre que no existe un yacimiento de gas. A este tipo de pozos se los denomina “pozos secos”, mientras que a los

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS pozos de los que efectivamente se puede extraer gas natural se los denomina “pozos productivos”. Hoy en día existen dos técnicas principales de perforación del suelo para yacimientos convencionales: •

Perforación con herramienta de cable a percusión: Es una técnica poco utilizada en la actualidad, principalmente para yacimientos poco profundos y sometidos a poca presión. Fue el primer método utilizado en la industria del petróleo y consiste en una pesada broca de metal o barrera cortante que se levanta con un cable y se deja caer dentro de un agujero para continuar perforando, hasta llegar a los niveles rocosos donde se encuentran los hidrocarburos.

•

Perforación rotatoria: La perforación la realiza una barrera de acero cortante enroscada en el extremo inferior de una tubería de acero, la cual se hace dar vueltas a una velocidad determinada con una fuerza de apoyo sobre las rocas, de tal manera que se va haciendo el hueco, profundizando y enroscando más tubería por el extremo superior. La materia perforada se traslada a la superficie por el interior de la tubería. Una vez alcanzada la profundidad deseada, se procede a la terminación del pozo. Colocadas las tuberías por donde producirá el pozo, se le acopla en la superficie un sistema de válvulas y conexiones para controlar el flujo del pozo, conocido como árbol de navidad.

Figura 13. Sección de torre de perforación

Los últimos avances en técnicas de extracción se están produciendo en la industria del gas no convencional, debido a los elevados precios de los combustibles y a la escasez de las reservas de gas natural convencional. En este ámbito, cobra gran importancia la perforación rotatoria en JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS horizontal a gran profundidad y la fractura hidráulica. Estas tecnologías son complejas y costosas y se llevan aplicando desde hace una década en EEUU. Para la extracción del gas natural no convencional, se realiza la perforación vertical de un pozo, atravesando capas de roca y acuíferos, desde la plataforma en la superficie hacia donde se encuentra la capa de pizarra, que puede hallarse a una profundidad de varios kilómetros. Antes de llegar a la capa de pizarra comienza la perforación horizontal o dirigida: dibujando una larga curva penetra finalmente en el estrato de pizarra, donde se extiende horizontalmente una media de 1-1,5km. Como las distancias horizontales son muy largas, el proceso de fractura hidráulica que se iniciará después se lleva a cabo en varias etapas independientes (de 8 a 13). Una vez alcanzado el estrato deseado se utilizan explosivos para crear pequeñas grietas. La fractura hidráulica (también llamada fracking, o estimulación por fractura), consiste en bombear un fluido (agua con un agente de apuntalamiento (normalmente arena) y productos químicos) a una elevada presión (entre 34 y 690 atmósferas) para abrir y extender las fracturas. Al reducir la presión el fluido retorna a la superficie junto al gas y otras sustancias presentes en la roca como metales pesados y partículas radiactivas. Posteriormente esta mezcla es procesada para separar el gas de todas las sustancias no deseadas. Se estima que entre un 15% y un 80% del fluido inyectado emerge de nuevo a la superficie mientras el resto permanece bajo tierra. Sólo para la fase de fractura, una plataforma con 6 pozos de 2km de profundidad y 1,2km de recorrido horizontal necesita entre 72.000 y 210.000 toneladas de agua. Si se tiene en cuenta todo el proceso, el consumo de agua aumenta de un 10% a un 30%. Finalmente, para la extracción de yacimientos offshore se utilizan las mismas técnicas que para los yacimientos onshore, con la añadida dificultad de que la superficie de la tierra en estos casos está a muchos metros por debajo del nivel del mar, por lo que se necesita construir plataformas artificiales sobre el mar desde las que poder perforar. Por este motivo se incrementa el coste y la dificultad a la hora de la explotar este tipo de yacimientos.

3.3. TRATAMIENTO Tras haber extraído el gas natural del yacimiento, éste es sometido a diversos tratamientos y procesos para que pueda ser transportado y comercializado. Mientras que el gas natural que llega a los consumidores es prácticamente sólo metano, el extraído de los yacimientos contiene impurezas como agua, hidrocarburos, arena y otros fluidos que deben ser eliminadas. Por otra parte, tanto para el transporte y distribución como para la comercialización del gas natural deben cumplirse unos estándares de seguridad y calidad en las infraestructuras y en los puntos de entrega. Asimismo, en el caso del GNL (gas natural licuado), se deben eliminar componentes que dificulten el proceso de enfriamiento y por lo tanto compliquen su transporte en este estado. En caso de ser transportado por gasoducto, será conveniente eliminar todos aquellos productos corrosivos que puedan dañar los gasoductos, como gases ácidos (sulfhídrico y dióxido de carbono), nitrógeno y mercurio. Algunos de los componentes separados en el proceso de tratamiento, como el etano, propano, butano y pentano, se podrán vender en el mercado, gracias a su gran variedad de usos, entre los cuales se puede mencionar la recuperación mejorada de crudos, la materia prima para las refinerías, las plantas petroquímicas y el uso energético.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS 3.4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Las actividades de transporte y distribución del gas natural comprenden su traslado desde las plantas de tratamiento hasta los consumidores finales. De esta manera, comprende las actividades de transporte propiamente dichas, en la que intervienen: plantas de licuefacción y regasificación, en el caso de transporte de gas natural licuado; almacenamiento; estaciones compresoras; etc. Existen dos maneras principales de transportar el gas: el método tradicional por gasoductos y el transporte de gas natural licuado. 3.4.1. Gasoductos Los gasoductos son tuberías de acero al carbono de alto límite elástico soldadas unas con otras que transportan gas natural por su interior. Son fijos y suelen ser subterráneos, lo que los hace muy seguros. Su superficie exterior está revestida con polietileno de entre 2 y 3 mm, para evitar el contacto del acero con el terreno, que podría provocar corrosión. Además cuentan con un sistema de protección catódica que establece una tensión galvánicai suficiente para que no se produzca corrosión. Para poder transportar el gas a través de los gasoductos se aumenta la presión del mismo, reduciendo su volumen. Para mantener este nivel de presión necesario se colocan estaciones de compresión en determinados puntos que compensan las pérdidas de carga que se producen y aseguran la circulación de los caudales de gas requeridos. Comparado con otras formas de energía, el transporte del gas es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y su destino final. Asociadas a las estaciones de compresión y también de manera independiente, existen estaciones de control que registran los flujos de gas por medio de la medición de presiones, temperaturas, caudales y poderes caloríficos de los diferentes puntos a lo largo del gasoducto. Este tipo de estaciones ayudan a detectar rápidamente cualquier tipo de disfunción, pérdida o actividad inusual en el funcionamiento de los gasoductos. Los gasoductos son sometidos a inspecciones rutinarias con el objeto de poder asegurar el correcto funcionamiento de las redes de transporte y distribución. Estas inspecciones se realizan usando unos sofisticados escáneres, llamados smart pigs, que son impulsados a través de los gasoductos para evaluar el estado del interior de los mismos comprobando su grosor y circularidad y detectando cualquier signo de corrosión, fuga o defecto que ponga en peligro el funcionamiento de la red o suponga algún riesgo para la misma. Los diámetros de los gasoductos a instalar dependen principalmente de la presión y la velocidad a las que circule el gas por su interior. También se dimensionan de acuerdo a la máxima caída de presión admitida, y según la naturaleza del gas y su densidad característica. Generalmente, los gasoductos de las redes de transporte tienen un diámetro de 1-1,20 m y los de las redes de distribución de 40-70 cm.

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La corrosión galvánica es un proceso electroquímico en el que un metal se corroe cuando está en contacto con otro y ambos se encuentran inmersos en un electrolito o medio húmedo. Se puede prevenir estableciendo una tensión entre ellos o usando “ánodos de sacrifico”, que sufren la corrosión en vez del metal a proteger.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS 3.4.2. Transporte por gasoductos El transporte por gasoductos fue el primer método que se desarrolló para trasladar gas natural de un punto a otro y sigue siendo el más importante, ya que, además de todo el transporte y distribución interior, unas tres cuartas partes del comercio internacional se realiza de esta manera. Normalmente, se ha desarrollado el transporte por gasoducto cuando había continuidad territorial entre el país productor y los países consumidores, dando lugar a conexiones de gran longitud, como las que van desde Siberia al centro y este de Europa. Sin embargo, con el avance de los yacimientos marítimos y la experiencia acumulada en el transporte del petróleo desde este tipo de pozos, se inició una evolución tecnológica que ha permitido el desarrollo de grandes gasoductos submarinos. Un ejemplo es el gasoducto Blue Stream, que cruza el Mar Negro; o el gasoducto que transporta gas desde Argelia directamente a España (MEDGAZ), con tendidos a profundidades de más de 2.000 metros. La red de transporte se encarga de trasladar el gas natural desde las plantas de procesamiento hasta las zonas de alta demanda, que suelen ser zonas urbanas muy pobladas. El gas natural por estos gasoductos viaja a muy alta presión, con presiones máximas de 72 y 80 bar, lo que reduce considerablemente el volumen del gas impulsándolo a lo largo del gasoducto. Desde la red de transporte, el gas natural se dirige a las redes de distribución, a través de los puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) que lo hacen llegar hasta todos los puntos de consumo finales. La red de transporte puede también abastecer directamente a los clientes industriales y ciclos combinados, denominados clientes de línea directa, a los cuales se les puede suministrar gas natural a alta presión (entre 16 y 25 bar) o a media presión (entre 4 y 16 bar). A través de las estaciones de regulación y medida (ERM) situadas en los PCTD se baja y regula la presión de salida que se necesite para el suministro por medio de unos reguladores de presión de membrana. En estos puntos es donde se añaden las sustancias odorantes que posibilitan la detección en caso de fuga. Hay casos en los que ni la red de transporte ni la de distribución pueden llegar hasta un cliente determinado porque se trata de clientes industriales aislados que no pueden ser clientes de línea directa a través de la red de transporte ya el coste de realizar la inversión es muy elevado, o porque se trata de pueblos muy pequeños donde las redes de transporte no llegan a las redes de distribución de la zona. En estas situaciones se construyen plantas satélites que suministran gas natural exclusivamente al cliente o a la zona específica. Estas plantas son un grupo de instalaciones de almacenamiento y regasificación que reciben GNL a través de descargas de cisternas, y que tras regasificar el GNL lo distribuyen al cliente o grupos de clientes.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS 3.4.3. Transporte por Gas Natural Licuado (GNL) Además del transporte del gas a través de gasoductos, el gas también puede ser transportado en forma líquida por medio de buques metaneros. Este medio de transporte hace posible el aprovisionamiento de gas procedente de reservas alejadas y con baja o nula demanda local, cuyo transporte por gasoducto no hubiera sido rentable. Esto supone un avance muy importante ya que aumenta el número de reservas de gas económicamente viables para el abastecimiento de todos los países del mundo. Adicionalmente, no vincula puntos de consumo con orígenes determinados de gas, lo que facilita en gran medida la diversificación de los orígenes de los aprovisionamientos y el aumento de la competencia del mercado al reducir el riesgo del suministro. Transporte en cisternas a plantas satélites

Gasoducto

Transporte desde el lugar de producción

Planta de licuefacción

Buques metaneros

Plantas de regasificación

Gasoducto

T y Da clientes finales

Licuefacción

Transporte marítimo

Regasificación

Transporte a lugar de distribución

Distribución y consumo

Aguas arriba (upstream)

Midstream

Aguas abajo (downstream)

Figura 14. La cadena del GNL

El gas se pasa a estado líquido (para lo que es necesario enfriar gas natural hasta los -162º C a presión ambiente) ya que ocupa un volumen aproximadamente seiscientas veces menor que en estado gaseoso. Adicionalmente, el proceso de licuado permite purificar el gas, retirando el oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua, obteniendo prácticamente metano puro. Otra ventaja del GNL es que, cuando se reconvierte al estado gaseoso tiene una posibilidad muy pequeña de provocar una explosión en caso de derrame.

Figura 15. Reducción de volumen del GNL

Las plantas de licuefacción son el lugar donde el gas natural se transforma en líquido. Para conseguir el enfriamiento necesario, se emplea una cantidad de energía de aproximadamente un 10% de la del de gas convertido. El GNL es relativamente caro de producir, sin embargo, los avances en la tecnología están reduciendo los costes asociados a la licuefacción y regasificación. El GNL se almacena tras su licuefacción en tanques hasta que sea transportado para su uso. JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS El transporte del GNL se realiza por vía marítima a través de buques metaneros especializados que lo transportan y descargan. Estos barcos contienen tanques capaces de almacenar entre 25.000 y 270.000 m3 (equivalente a un día de demanda punta total en España) aunque los volúmenes más habituales están comprendidos entre 90.000 y 170.000 m3. Los tanques de GNL tienen las paredes aislantes y mantienen el gas natural en estado líquido por auto refrigeración. En este proceso el GNL se mantiene constantemente en su punto de ebullición de manera que cualquier exceso de calor se utiliza para la propulsión del metanero, que también utiliza motores de fuel-oil para moverse. La descarga del GNL de los buques se realiza mediante unos brazos de descarga que contienen dichos buques, y se bombea a los tanques de las plantas de regasificación donde se almacena, para su posterior regasificación e inyección en la red de transporte. La regasificación del gas natural se lleva a cabo con intercambiadores de calor de agua, que aumentan la temperatura del gas hasta temperatura ambiente. Complementariamente se puede cargar directamente en camiones cisterna que transportan el GNL hasta las plantas satélite, donde se regasifica e introduce en la red de distribución de la zona. Cuando la distancia de transporte es menor a 1600 Km. lo más barato es el transporte mediante gasoductos. A partir de 1600 Km. es más rentable el transporte a través de barcos que los gasoductos submarinos, aunque todavía es más rentable el gasoducto terrestre. El gasoducto terrestre se vuelve menos rentable a partir de los 4250 Km. (cuyo coste supera al transporte por barco). Luego a partir de 4250 Km. la opción más económica es el transporte marítimo. Se puede observar que el precio del transporte marítimo es casi constante, siendo el precio medio de unos 1,5 $/MMBtuii mientras que la gráfica de los gasoductos es ascendente con una pendiente considerable.

Figura 16. Comparativa de precios por km según diferentes formas de transporte

ii

La British thermal unit (Btu o BTU) es una unidad tradicional de energía equivalente a aproximadamente 1055 Julios.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS 3.4.4. Almacenamiento El almacenamiento del gas natural juega un papel muy importante en la cadena del gas, sobre todo en aquellos países que son importadores netos de este hidrocarburo como España. Es necesario almacenar el gas natural para poder cubrir las variaciones estacionales de la demanda (debido a los usos industriales y convencionales). La forma más habitual de almacenar el gas natural es en almacenamientos subterráneos (AASS) ya que tienen grandes ventajas frente a los almacenamientos en superficie desde el punto de vista técnico y económico. Su mayor ventaja es su gran capacidad, ya que aprovechan la compresibilidad del gas en la profundidad, aumentando de esta manera el volumen de gas real almacenado. Los AASS son yacimientos artificiales de gas natural. Los primeros que existieron, y los más sencillos, se construyeron rellenando mediante inyección un yacimiento de gas o petróleo ya agotado. Posteriormente se crearon artificialmente reproduciendo las condiciones de porosidad y permeabilidad de dichas estructuras (p.e. en acuíferos, cavernas de sal o minas). Los AASS se definen operativamente según las siguientes características: •

Capacidad total de gas

•

Volumen máximo de gas que puede ser almacenado

•

Gas total almacenado

•

Gas “colchón”: volumen de gas permanente que es necesario para garantizar una presión y capacidad de extracción adecuadas y constantes

•

Volumen de gas “útil“: gas disponible para el mercado, de manera que se considera inyectable o extraíble

•

Capacidades de extracción e inyección, que definirán el tipo de servicios que pueden prestar dichos almacenamientos.

Los AASS han ido progresivamente aumentando su utilización. Anteriormente servían sólo para usos a largo plazo (almacenamiento en verano y consumo en invierno), mientras que en la actualidad también se utilizan como recurso ante estacionalidades diarias (picos cortos o díanoche por ejemplo) y ante fuertes puntas de demanda (ocasionadas por ejemplo en el día más frío del año). Estos almacenamientos son también utilizados estratégicamente para minimizar los riesgos de interrupción de suministro por fallos en el abastecimiento o en las redes de distribución. El uso más reciente de los AASS se da con fines comerciales, arbitrando los precios en periodos de abundancia y escasez. Esto ocurre en determinados países, como Estados Unidos, y puede condicionar mucho los precios. Por ejemplo, si al final del invierno, cuando no queda demasiado gas almacenado, vuelven a bajar las temperaturas se genera una alta demanda puntual que hace que los precios suban. Otra opción de almacenamiento de gas natural es en forma de GNL en tanques situados en las plantas de regasificación. En España este tipo de almacenamientos toma especial importancia

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 3. LA CADENA DEL GAS debido al alto porcentaje de importaciones de GNL para cubrir la demanda, siendo el número de éstos muy superior al de otros países. 3.4.5. Distribución En las proximidades a los centros de consumo, los gasoductos de transporte presentan derivaciones a las redes de distribución, o conjunto de tuberías de menor diámetro y presión de diseño que llevan el gas natural hasta los consumidores finales. Las estaciones de regulación y medida (ERMs), situadas en los nodos que unen la red de transporte y las redes de distribución, adaptan la presión del caudal de gas en los gasoductos de transporte a la presión requerida en la red de distribución. En estos puntos de conexión entre la red de transporte y la red de distribución se añaden al gas natural sustancias odorizantes para facilitar su detección en caso de fuga. Las redes de distribución se diseñan en forma de ramal (cada usuario tiene una única línea de suministro o ramal) o de forma mallada (la red que suministra al usuario está interconectada en varios puntos con el resto de la red de distribución). El diseño mallado es más costoso, aunque ofrece mayor fiabilidad y garantía de suministro en caso de averías. La presión de circulación de las redes de distribución es baja (menor de 16 bares), y se entrega dependiendo del tipo de cliente, entre 0,05 bares para los consumidores más pequeños (los domésticos) y 4 bares para el resto de consumidores. Sin embargo, la presión de entrega a los ciclos combinados y grandes consumidores industriales puede incluso superior a 40 bares, por lo que frecuentemente se alimentan directamente desde el sistema de transporte.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN 4.1. TRANSPORTE POR GASODUCTO Como ya se mencionó en el apartado anterior, los gasoductos son la vía más importante de transporte de gas natural, por lo que en esta sección se hará un análisis en profundidad de las características más significativas de este medio de transporte.

Figura 17. Gasoducto

4.1.1. Diseño El gasoducto se diseña teniendo en cuenta las condiciones de operación y los requerimientos durante el tiempo de vida del proyecto, incluyendo el abandono. Para determinar el rango y los parámetros de operación de la tubería es necesario realizar un estudio hidráulico. Este estudio es también necesario para determinar la presión y la temperatura a lo largo del gasoducto durante el régimen continuo y durante los periodos de funcionamiento transitorio. Los resultados deben tener en cuenta los cambios en el caudal y en el régimen de operación para toda la vida útil del gasoducto. El valor habitual de velocidades es de alrededor de 10 m/s y en régimen uniforme y estacionario se deben evitar velocidades superiores a 20 m/s. La capacidad de transporte de un gasoducto viene determinada por la diferencia de presión entre sus extremos y por su diámetro. Los diámetros suelen estar comprendidos entre 20 y 56 pulgadas (50-140 cm) y las presiones máximas de operación suelen oscilar entre los 40 y 100 bar (a excepción de los gasoductos submarinos en los que varían de 60 a 240 bar, en función de la profundidad del trazado). La tubería se subdivide mediante válvulas de seccionamiento que permiten disponer de compartimentos estancos aislados y minimizar de esta forma los posibles daños derivados de una posible rotura o avería producida en la tubería. Entre los factores de riesgo de avería, se encuentran la corrosión y erosión (interna y externa), fatiga, fuerza hidrodinámica, fuerzas geotécnicas, defectos en los materiales, exceso de presión y fuerzas térmicas (dilatación y JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN contracción). Estos niveles de riesgo se pueden reducir dimensionando adecuadamente la tubería, utilizando aceros más resistentes y espesores mayores y cambiando el trazado. Para prevenir los daños mecánicos, los gasoductos suelen ir enterrados, con una profundidad de más de 1 metro, siendo necesario alcanzar profundidades de enterramiento mayores en los cruces con cursos de agua e infraestructuras. Los gasoductos enterrados se señalizan claramente mediante señales verticales, instalando una cinta plástica encima del tubo en zonas donde hay riesgo de interferencia con excavadoras mientras que los tramos aéreos de tubería se instalan en zonas limpias y nunca son apoyados directamente en el suelo con el fin de evitar la corrosión externa. Las conducciones disponen de dos tipos de protección para protegerlas del entorno: revestimiento externo de polietileno (protección pasiva) o un sistema de protección catódica para evitar fenómenos de corrosión (protección activa). Para limitar la corrosión debida al transporte y al almacenamiento, se utilizan revestimientos internos como la pintura fenólica epoxy bicapa, que además reduce la fricción. 4.1.1.1.

Gasoductos Terrestres

La selección del trazado óptimo para realizar gasoductos terrestres se realiza teniendo en cuenta la seguridad de las poblaciones y el medio ambiente, la accesibilidad para el mantenimiento y el coste derivado de la longitud y de otras dificultades constructivas motivadas por la orografía. 4.1.1.2.

Gasoductos Submarinos

Para la construcción de un gasoducto submarino se suele aplicar el sistema conocido como Lay Barge, que consiste en utilizar una barcaza o plataforma móvil en la que se suelda la tubería antes de tenderla sobre el lecho marino. Para su protección mecánica y anticorrosiva los tubos llevan un revestimiento de tres capas: una de resinas epoxídicas (contra la corrosión), otra de material adhesivo (para fijar el revestimiento) y otra de polipropileno (para proteger contra golpes y rozaduras). En las zonas de poca profundidad, los tubos reciben además un revestimiento de hormigón para proteger al gasoducto de factores externos y cerca de la costa es enterrado para no interferir con tráfico marítimo. Existen dos métodos para este tipo de instalaciones: tendido en “S” y tendido en “J”. •

Tendido en “S”: consiste en soldar y tender los tubos en posición horizontal de manera que el gasoducto adopte forma de “S”, desde el punto de salida de la barcaza hasta que se apoya sobre el fondo marino. Se puede emplear tanto en zonas poco profundas como en zonas muy profundas. En la figura se pueden observar todos los elementos necesarios para llevar acabo un tendido de este tipo.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

Figura 18.Tendido en S

•

Tendido en “J”: supone la soldadura de los tubos en posición vertical y suele aplicarse entre los 400 y los 3.500 metros de profundidad, dependiendo del diámetro del tubo. El gasoducto se va introduciendo en el mar verticalmente formando una “J”.

Figura 19. Tendido en J

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN 4.1.2. Elementos de la infraestructura

4.1.2.1.

Estaciones de Compresión

Las estaciones de compresión se utilizan para mantener la presión del gasoducto, ya que existe un fenómeno denominado pérdida de carga. Ésta hace que, sin variar el diámetro del gasoducto, según aumenta su longitud la presión del gas circulante disminuya por fricción. La presión en el gasoducto también disminuye por otras razones como disminución del caudal de gas (por salidas a otros gasoductos) o ensanchamientos o disminuciones del diámetro de la tubería. De esta manera, sobre todo en los gasoductos de transporte de larga distancia, es necesario aumentar en determinados puntos la presión del gas, a intervalos regulares, mediante estaciones de compresión. Por lo tanto, las estaciones de compresión tienen como principal función asegurar la correcta circulación de los caudales de gas definidos en el diseño de los gasoductos, compensando aquellas pérdidas de presión que se producen inevitablemente en el transporte. Se aconseja instalar estaciones de compresión a lo largo del gasoducto cuando éste cubra aproximadamente una distancia superior a 200 km. Si se tiene definida la presión inicial y la relación de compresión se puede determinar la distancia máxima que debe recorrer el gas mientras se expande a la presión final. En función de la longitud total del gasoducto se determina el número de estaciones de compresión que son necesarias.

Figura 20. Estación de compresión

Según la ubicación de las estaciones de compresión en la red de transporte éstas pueden ser:

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN •

En línea con el gasoducto: tienen una tubería de entrada y otra de salida. Su diseño está concebido para levantar las pérdidas de carga de la tubería, por lo que su función es únicamente de transporte.

•

En nudo del gasoducto: se ubican estratégicamente en nudos de gasoductos para, además de contrarrestar las pérdidas de carga, poder distribuir el gas en el nudo.

Los elementos principales que normalmente componen una estación de compresión son: •

Compresores: normalmente centrífugos, accionados por turbinas de gas que giran a velocidades similares y cuya función es aumentar la presión del gas.

•

Filtros multiciclónicos: filtros por los que pasa el gas antes de ser comprimido y que separan las partículas sólidas y líquidas.

•

Aerorrefrigeradores: enfrían el gas después del proceso de compresión, pasándolo de unos 80º a valores inferiores a 55º, intercambiando el calor del gas con el aire.

•

Válvulas de conexión, interceptación, reversibilidad y venteo: permiten la operación en un sentido u otro de manera fiable y segura.

•

Venteos: tienen como función amortiguar el nivel sonoro de las expansiones a la atmósfera.

•

Estaciones de regulación y medida (ERM), que se explicarán a continuación.

•

Centro de transformación, distribución y generador de emergencia, para abastecimiento de energía eléctrica necesaria para mantener la estación funcionando.

Su función básica es reducir la presión de transporte (80/72 bar) a la presión de distribución (16 bar), así como medir la cantidad de gas que se suministra a través de la instalación. Las ERM’s constan de los siguientes subsistemas principales: 1. Regulación y medida: bloque principal en el que el gas se precalienta (filtra), regula la presión y mide. El sistema de medición de las ERM’s tiene la función de realizar la medición del volumen para poder calcular la energía del gas que circula por la instalación. Esta medición puede emplearse para realizar el control de la explotación (por ejemplo para medir caudales en un nudo de la red), o bien utilizarse como base de la facturación en puntos de entrega. El sistema consta de contador de caudal, conversor de volumen, cromatógrafo e instrumentación (presión, temperatura). El conversor de caudal, asociado a un contador de gas, calcula automáticamente el volumen que circula a través del mismo a las condiciones base establecidas de temperatura, presión y factor de compresibilidad. 2. Calentamiento: circuito cerrado de agua caliente utilizado para precalentar el gas antes de reducir la presión. JORGE OLASO SÁINZ

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN 3. Control: sistema que permite controlar y registrar los parámetros y alarmas de funcionamiento y enviarlos al centro principal de control.

Figura 21. Estación de regulación y medida

4.1.2.2.

Posiciones de Válvulas

Su función es la de seccionar y aislar un tramo de gasoducto por necesidades de operación, mantenimiento o condiciones de seguridad. Igualmente permiten realizar derivaciones para conexión de otros gasoductos o entrega de gas a redes de distribución. Están formadas por un conjunto de válvulas de paso total soldadas y enterradas. Las válvulas pueden ser tele-controladas o manuales en función de la ubicación, acceso o necesidades de operación. Hay diversos tipos, entre los que se encuentran las de seccionamiento, las de seccionamiento y derivación, y con trampas de rascadores (desde donde se pueden lanzar los smart pigsi que inspeccionan el interior del gasoducto).

Figura 22. Válvulas

4.1.2.3.

Centros de Mantenimiento Operación y Control

La coordinación y gestión del transporte (sobre todo el terrestre) del gas natural son elementos fundamentales para asegurar el abastecimiento a todos los clientes. Por esto, es i

Son unos escáneres utilizados para evaluar el estado del interior de los mismos comprobando su grosor y circularidad, detectando cualquier signo de corrosión, fuga o defecto que ponga en peligro el funcionamiento de la red o suponga algún riesgo para la misma

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN necesario que se realice el seguimiento de las presiones, temperaturas, caudales y poderes caloríficos del gas que se emite por las redes de transporte. En función de dicha información, se deciden los volúmenes de gas natural que se entregarán en los diferentes puntos de la red, los volúmenes que se extraen de los almacenamientos subterráneos, etc. Los CMOC’s son las instalaciones fijas repartidas a lo largo del gasoducto donde se ubican los medios humanos y materiales que realizan las actividades de mantenimiento, operación y control del mismo. Estos centros reciben la información de forma concentrada a través de un sistema de telecontrol jerarquizado en niveles, lo que proporciona seguridad para la continuidad del servicio. Los CMOC’s deben estar en las proximidades del gasoducto con objeto de facilitar el acceso al mismo con rapidez y permitir una conexión fácil y segura con el sistema de comunicación del gasoducto. 4.1.2.4.

Elementos de Seguridad

Son fundamentales para el correcto funcionamiento del gasoducto, ya que su función es proteger de daños a la propia instalación a las personas y al medioambiente. En caso de no ser fiable un gasoducto no podrá ser puesto en servicio mientras que si falla en operación puede ser objeto de sanciones muy severas dependiendo de los daños causados. Los principales elementos, aparte de los mencionados anteriormente, que se ocupan de evitar incidentes que pongan en peligro la seguridad son: •

Elementos de protección contra excesos de presión: su función es impedir que se sobrepasen los valores máximos de presión permitidos, en caso de que falle el sistema de regulación de presión. Son principalmente válvulas de interceptación de seguridad, regulador monitor y válvula de escape a la atmósfera.

•

Sistemas de detección: el gas natural carece de olor por sí mismo, por lo que se requiere el uso de sistemas de odorización. Estos sistemas tienen la función de añadir al gas natural sustancias que le proporcionen un olor característico y desagradable para que pueda ser detectado en caso de fuga a la atmósfera y evitar que se alcancen niveles potencialmente peligrosos. Los odorizantes más utilizados son: tetrahidrotiofeno (THT) y terbutilmercaptano (TBM). Éstos son añadidos por vaporización (saturación parcial) o por inyección (bombas dosificadoras).

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Figura 23. Esquema de una unidad de odorización

•

Vigilancia de la traza: la inspección de la canalización de un gasoducto de transporte se realiza combinando rutas en automóvil, aéreas y a pie, de modo que no quede ningún punto del recorrido sin reconocer y se consigan las frecuencias de vigilancia requeridas. Se observa con especial atención los puntos singulares donde la canalización se cruza con autopistas, carreteras, vías de ferrocarril y cursos importantes de agua, o discurre en las proximidades de los mismos.

•

Atención de emergencias: plan de emergencia y centro de control para recepción de avisos y de señales de telecontrol.

4.2. TRANSPORTE POR GNL El transporte de gas natural por GNL cobra relevancia cuando la distancia del transporte es elevada (ver gráfico buques..) y permite trasladar el combustible desde yacimientos con demanda local baja o nula hasta puntos de consumo muy alejados. Las fases principales de las que se compone este proceso son la licuefacción, el transporte en metaneros y la regasificación. 4.2.1. Plantas licuefacción El proceso de licuación consiste en retirar energía de la corriente de gas hasta lograr el cambio de estado gas a líquido (condensación). Este enfriamiento se puede realizar de dos formas: •

Por contacto con otro fluido más frío. Uno o varios ciclos frigoríficos son los encargados de generar el “fluido más frío” empleado.

•

Por expansión (efecto Joules-Thomson).

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Las restricciones de calidad del gas para licuarlo son más exigentes que las del transporte por gasoducto, por lo que en las plantas de licuefacción es necesario someterlo a un pretratamiento previo a la licuefacción. Los tratamientos más habituales tratamientos son : •

Decantación y filtración (para eliminar líquidos y sólidos).

•

Eliminación de gases ácidos, que se podrían congelar en etapas posteriores.

•

Eliminación de la humedad (por refrigeración, por absorción en diversos compuestos o mediante tamices moleculares).

•

Eliminación del mercurio, para evitar el desgaste del aluminio con el que están fabricados algunos equipos. Se utiliza una filtración con carbón activo y compuestos de azufre que es necesario cambiar periódicamente.

•

Otros sistemas auxiliares tratan los subproductos obtenidos, ya sea para su destrucción o para su aprovechamiento.

Figura 24. Unidades de una planta de licuefacción

Posteriormente se traslada el gas hacia el proceso de licuefacción, cuyo proceso se puede realizar de 3 formas diferentes: •

En cascada: el gas se licúa mediante tres ciclos de refrigeración con refrigerante puro. El primero con propano (a -30ºC), el segundo de etileno (entre -30ºC y -90ºC) y el tercero con metano (-160ºC).

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Figura 25. Ciclo de refrigeración en cascada

•

Con refrigerante mixto: se utilizan dos ciclos. El primero con propano puro como refrigerante (a -40ºC) y tres o cuatro niveles de presión. Posteriormente, el gas natural se hace pasar por el ciclo con refrigerante mixto (- 40ºC a –160ºC). Elemento Nitrógeno Metano Etileno Propano

Porcentaje 4-8 38-44 38-44 10-14

Tabla 5. Composición típica refrigerante mixto

Figura 26. Ciclo con refrigerante mixto

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Refrigeración mediante ciclos de expansión: incluyen la expansión Joule-Thomson y la Turbo-Expansión. Esta última contempla los ciclos de turbo-expansión abiertos y cerrados, simples y dobles, con uno o dos fluidos de refrigeración, y aún la opción de pre-refrigeración de propano.

Figura 27. Esquema de circuito de refrigeración mediante ciclos de expansión

En el gráfico a continuación se indican la localización de las plantas de licuefacción que existían en el mundo en 2011. Se puede apreciar que la mayor parte de ellas se localizan en países en vías de desarrollo, concentrándose especialmente en el golfo pérsico e Indonesia.

Figura 28. Localización de las plantas de licuefacción en el mundo

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN 4.2.2. Transporte Marítimo Una vez licuado el gas natural y obtenido GNL, éste se carga en los buques metaneros encargados de su traslado. Los metaneros son buques de casco doble, construidos a partir de materiales de altísima calidad y sofisticados sistemas electrónicos. Disponen de complejos sistemas de aislamiento en sus tanques ya que deben mantener el gas a temperaturas de –160ºC a presión atmosférica. En función del aislamiento de los tanques se clasifican en: •

Diseño esférico autosostenido (MOSS): tiene depósitos independientes del barco.

•

Diseño de membrana: pared delgada estanca, utilizan la estructura del barco.

Figura 29. Vista interior tanque de membrana

Los metaneros son de muy grandes dimensiones comparativamente con otros de igual tonelaje, como consecuencia de la baja densidad de la carga que transportan (aprox. 0,47 kg/m3). Asimismo, poseen elevadas prestaciones, como cortos periodos de carga y descarga (unas 12 horas por operación) y altas velocidades de alrededor de 20 nudos (velocidad de un petrolero 14 nudos). La mayoría de las capacidades de los barcos varían entre 80 y 145 mil m3, oscilando los más comunes entre 125 y 140 mil m3, aunque se han llegado a construir de 240 mil m3. Estos buques están dotados de mucha potencia propulsora (más de 35.000cv), lo que requiere la utilización de turbinas en vez de motores. Para su propulsión utilizan tanto combustible fueloil como el propio gas que transportan. Éste último lo aprovechan en forma del vapor (boil-off) que se produce como consecuencia de la transmisión de calor entre el GNL y el ambiente. Todo lo anterior implica unos altos costes de construcción (unos 220 millones de dólares para un metanero de 155 mil m3) y unos requerimientos altos de cualificación de la tripulación.

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Figura 30. Buques metaneros de membrana (izq)y MOSS (dcha)

4.2.3. Plantas regasificación A continuación se describirá el proceso y los principales parámetros de funcionamiento de una planta de regasificación de GNL. Para el diseño de un terminal de regasificación se establecen dos tipos de GNL, uno ligero y uno pesado, entre los cuales deberá encontrarse siempre el GNL recibido a regasificar. En la tabla siguiente se indica un ejemplo.

Componentes Metano Etano Propano Isobutano Butano normal Pentanos Nitrógeno Densidad del GNL Temperatura del GNL

Porcentaje molar Ligero Pesado 98,53 84 1.2 8.75 0.09 2.85 0.00 0.9 0.08 1.1 0 1.15 0.1 1.25 427,6 474,82 -162 ºC -158ºC

Tabla 6. Composición tipos de GNL

El objetivo de una planta regasificadora, o Terminal de Recepción de GNL, es almacenar el GNL procedente de diversos países productores y de proveedores potenciales de GNL y devolverlo a la red de transporte en forma de gas natural. Para ello las operaciones que se realizan en un Terminal de Regasificación son: •

Descarga del GNL desde el barco que lo transporta (metanero), hasta los Tanques de almacenamiento.

•

Almacenamiento del GNL recibido a temperatura criogénica (-162 ºC).

•

Bombeo del GNL hacia proceso, mediante bombas a baja presión, situadas dentro de cada tanque de almacenamiento.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN •

Recuperación de los vapores de GNL producidos por las “entradas de calor” (BoilOff).

•

Presurización de los vapores mediante compresores y envío al relicuador

•

Disolución de los vapores en el GNL impulsado por las bombas en el relicuador

•

Aspiración de la mezcla resultante por las bombas secundarias y presurización a 80 bar, enviándose a los vaporizadores.

•

Vaporización adiabática (sin intercambio de calor) del GNL utilizando agua de mar, vaporizadores de combustión sumergida o de carcasa y tubos.

•

Odorización, medición y posterior envío a la red de transporte

Una regasificadora funciona como una instalación de carga base y al mismo tiempo complementa la demanda mediante la emisión de gas hacia los gasoductos. También aumenta los niveles de fiabilidad y disponibilidad de gas natural de la región donde se encuentra instalada. Aparte del envío de gas natural a través del gasoducto, el terminal está equipado asimismo con instalaciones para la carga de camiones, para suministrar GNL a pequeños usuarios en zonas alejadas. La figura siguiente muestra la estructura global de un Terminal de Recepción.

Figura 31. Esquema de una planta de regasificación

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Las instalaciones de una planta de regasificación permiten los siguientes modos de operación: •

Emisión de gas a ritmos variables (en función de la demanda) hacia el gasoducto cuando no se descarga ningún metanero. Es el caso habitual.

•

Emisión de gas con descarga de GNL desde el metanero, que puede repetirse con una frecuencia de cada 4 - 10 días. La duración de la descarga de un buque de 140.000 m3 suele ser de 12 a 14 horas.

•

Emisión cero, que se producirá sólo debido a algún problema de funcionamiento en la planta, en el sistema del gasoducto o en las instalaciones de los consumidores. En estas condiciones la planta no emite gas hacia la red pero gracias a la recirculación interna de GNL, se mantiene en condiciones criogénicas

•

Suministro de GNL a través de los camiones cisterna hacia plantas satélites. La carga de GNL en una cisterna suele durar entre 1 y 2 horas.

El punto crítico de la planta es la vaporización del GNL, que se puede realizar mediante tres tipos de vaporizadores: •

Vaporizadores de agua de mar (ORV): sólo pueden utilizarse en países cálidos y utilizan el agua de mar como medio calefactor del GNL.

Figura 32. Vaporizador de agua de mar

•

Vaporizadores de combustión sumergida (SCV): se utilizan como elemento de reserva y recambio, en los países cálidos y como elemento principal en los países fríos. Su

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN función es controlar la temperatura de salida cuando la temperatura del agua de mar es baja y la temperatura del gas hacia la red se encuentra cerca del mínimo permitido, la emisión sea tan baja que el flujo de GNL sea insuficiente para condensar todo el boiloff generado. En este caso, el exceso de boil-off se utilizará como gas combustible para el SCV.

Figura 33. Esquema de un Vaporizador de Combustión Sumergida

•

Vaporizadores de carcasa y tubos: vaporizadores convencionales donde el GNL se encuentra en una carcasa y por el interior de unos tubos circula un fluido más caliente, evaporando el GNL.

4.3. ALMACENAMIENTO El gas natural puede ser almacenado como GNL en las plantas de regasificación para regasificarlo cuando sea necesario. Adicionalmente, existen almacenamientos subterráneos de gas, donde es posible almacenar los excedentes de la red y/o extraer gas de los depósitos cuando se requiera Estos almacenamientos surgieron inicialmente para cubrir la demanda estacional y se localizaban en antiguos yacimientos próximos a puntos de fuerte consumo, y poco a poco se fueron ampliando a acuíferos y cavernas de sal por su creciente importancia. En este apartado vamos a tratar estos almacenamientos subterráneos (AASS). Existen diversos tipos de AASS, y se clasifican atendiendo a su estructura geológica en: yacimientos agotados de gas y petróleo, acuíferos, cavernas en sal, cavernas en roca y minas abandonadas.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Los AASS en formaciones porosas son yacimientos de gas artificiales creados para utilizarlos como almacenamiento de gas natural. Estos se suelen construir próximos a redes de transporte y distribución de gas así como de puntos de consumo. Aparte, deben reunir una serie de características geofísicas necesarias para su creación: •

Existencia de una formación porosa y permeable

•

Existencia de una cobertura estanca

•

Existencia de una estructura con una superficie de cierre

•

Profundidad que permita una compatibilidad óptima entre los regímenes de presión en la red de transporte y en el almacén.

Figura 34. AASS en estructura porosa

En este tipo de almacenamientos subterráneos los poros de la roca están saturados de agua y soportados por un acuífero inferior. Al inyectar el gas, éste reemplaza parcialmente al agua, quedando atrapado en las porosidades. En la extracción, el gas atrapado es liberado, sin embargo no de manera total, si no que parte de él continúa atrapado en la roca, formando parte del gas colchón. Otro tipo muy común de AASS es en cavernas de sal o de roca. El principio por el que se rigen estos almacenes subterráneos es la creación de un hueco para su llenado con gas. Por esta razón se opera por compresión en la inyección y por expansión en la extracción.

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Figura 35. AASS en caverna de sal

Finalmente, se pueden utilizar como almacenamientos subterráneos de gas natural antiguas minas de carbón o de sal que hayan sido abandonadas. Esto requiere el sellado de los pozos y galerías, lo que significa una alta inversión de capital y un proceso largo y costoso. Aparte de la clasificación según su estructura geológica, los almacenamientos subterráneos se definen mediante unos parámetros definidos de operación. Los principales son: •

Gas útil: volumen de gas resultante de la suma del gas colchónii que es posible extraer y el gas operativo del almacenamiento.

•

Gas total: la suma de gas útil y gas inmovilizado (gas colchón no extraíble) del yacimiento.

•

Caudal de inyección: ritmo máximo al que es posible inyectar gas.

•

Caudal de extracción: ritmo máximo al que es posible extraer gas.

En la tabla siguiente se expone una relación de los parámetros operativos definidos para los diversos tipos de almacenamientos subterráneos.

ii

Como se mencionó en el apartado 3.4.4, el gas colchón es el mínimo nivel de gas que debe haber en el AASS para garantizar la suficiente presión para que sea posible la extracción del gas.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Yacimientos

Acuíferos

Cavernas

Gas útil

1,5-3 bcm

1,5-3 bcm

50-80 MMm3/caverna

Gas útil/gas colchón

1:1

0,5-1:1

2:1

Caudal inyección

10-15 MMm3/día

6-10 MMm3/día

2 MMm3/día

Caudal extracción

20 MMm3/día

15 MMm3/día

10-30 MMm3/día

Minas

2:1

Tabla 7. Parámetros operativos según tipo de AASS

Observando la tabla anterior y las características de cada tipo de acuífero, se pueden determinar los usos principales que se le dan a cada uno. Los yacimientos agotados y los acuíferos, por sus mayores capacidades de gas y caudales de inyección y extracción, son usados con fines estratégicos, para cubrir la demanda estacional (verano/ invierno) sobre todo, aunque también en ocasiones pueden ser usados con intención comercial, para cubrir la variación estacional de precios. Por otro lado, las cavernas en sal, cavidades en roca y minas abandonadas son utilizadas para cubrir los picos de demanda que pueden surgir en el día y garantizar seguridad en el suministro, por su mayor flexibilidad. Asimismo, estos últimos AASS son utilizados con fines comerciales para hacer trading.

4.4. DISTRIBUCIÓN Las redes de distribución de gas natural están compuestas por gasoductos con presión máxima de diseño igual o inferior a 16 bar y por aquellos otros gasoductos que, con independencia de su presión, tengan por objeto conducir el gas a un único consumidor partiendo de un gasoducto de transporte. 4.4.1. Construcción El emplazamiento de la red de distribución condiciona mucho la explotación de la misma, sus futuras alteraciones, su duración y su coste. Puesto que las redes de distribución van por emplazamientos urbanos (aparte de por interurbanos), la elección del trazado deberá considerarse la existencia de otros servicios enterrados y sus servidumbres, evitando al máximo afectarlas. Por esta razón, los cruces especiales con otras obras de infraestructura se realizarán de forma perpendicular al eje de la infraestructura que se atraviesa, y manteniendo las medidas y las distancias mínimas de seguridad requeridas para estos casos. En cuanto al material de construcción de las redes de distribución no es únicamente acero, como lo era en las redes de transporte, puesto que sus requerimientos mecánicos son menores. El material a utilizar depende principalmente de la presión a la que se va a efectuar el suministro. Esta presión se determina en función de los tipos de clientes a los que está destinada. Así, a clientes industriales alejados de núcleos urbanos puede compensarles tener una línea de distribución única a una presión mayor que la habitual. Para consumo doméstico en España la presión establecida es de 50 milibares.

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Figura 36. Material constructivo gasoductos de distribución

En caso de redes de acero se busca el trazado más directo posible, evitando trazados en media ladera y terrenos inestables, dado el mayor coste que acarrean debido a los grandes radios de giro necesarios en redes de este material. En las zonas urbanas se buscan siempre trazados bajo la acera, que sean compatibles con otros proyectos de urbanización. Una vez definido el rango de presiones y el material a utilizar, la variable que condiciona el coste de la instalación es el diámetro de la red o lo que es lo mismo, el dimensionamiento de la instalación. Este cálculo lo realizan las empresas por tramos en redes lineales y mediante modelos matemáticos de cálculo matricial para redes malladas, aplicando en ambos casos fórmulas de mecánica de fluidos adaptadas para el caso de gas natural. El proceso de cálculo parte de la determinación de caudales de diseño para llegar al cálculo del diámetro mediante la aplicación de las fórmulas de pérdida de carga. Por otra parte, el proceso de construcción de una red de gasoductos de distribución lleva consigo una tramitación administrativa y un proceso de autorización complejo. En estos se incluyen el análisis y verificación de todo el proyecto constructivo, las expropiaciones necesarias en caso de aprobación del proyecto, la resolución en caso de concurrencia y la gestión ambiental, entre otros. Finalmente, las tendencias en construcción de redes de distribución en la actualidad es a sustituir las tuberías de acero para presiones inferiores a 10 bar por tuberías de polietileno y a revestir la tubería de acero con materiales plásticos de nueva generación (polipropileno) para optimizar los costes. Asimismo, en las fases de ingeniería y diseño la evolución tecnológica permite utilizar cartografía base con nuevas prestaciones (ortofotos), en soporte digital con datos asociados de parcelarios, zonas protegidas etc. y software de Sistemas de Información Geográfica para definición de alternativas de trazado. 4.4.2. Operaciones y Mantenimiento Operación El plan de operación de una red de distribución de gas natural eefine los criterios básicos de explotación de las redes para cada campaña, con el fin de garantizar que las condiciones de suministro sean las adecuadas tanto en la campaña invernal (máxima emisión) como en la estival (mínima emisión). Este plan se compone de: JORGE OLASO SÁINZ

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Inventario de redes, puntos de entrega y ERM´s.

•

Diagramas unifilares.

•

Plan de presiones de la campaña.

•

Control de caudal.

•

Instalaciones telecontroladas.

•

Control del nivel de odorización.

•

Control del poder calorífico.

Explotación Posteriormente, durante la explotación de la red de distribución, se realiza un seguimiento del plan de operación, comprobando que el sistema trabaja en los valores indicados en el plan y analizando los valores reales de operación y corrigiendo las deficiencias. También se analiza el plan de campaña, estudiando los datos de operación más relevantes registrados en el periodo y proponiendo mejoras para la campaña siguiente. Las principales variables controladas durante la explotación de la red son: •

La seguridad de las instalaciones: la presencia de gas, intrusismos o inundaciones.

•

El funcionamiento de las instalaciones: el estado de las líneas de regulación y de los equipos y el suministro eléctrico.

•

El control de la red: presiones, caudales, válvulas, temperaturas y nivel de odorizante.

•

Los otros sistemas: protección catódica, balance o evolución de la red.

Mantenimiento Para el correcto funcionamiento de las redes de distribución, las empresas propietarias de las mismas llevan a cabo dos tipos de mantenimiento. Por un lado un mantenimiento preventivo para evitar incidencias y por otro un mantenimiento correctivo no programado para solucionar las urgencias y anomalías. Para este último se necesita por tanto una central de avisos activa 24 horas 365 días al año.

4.5. INFRAESTRUCTURAS DEL SISTEMA GASISTA ESPAÑOL El transporte de gas natural en España es una actividad regulada que opera en dos tipos de infraestructuras:

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN El sistema gasista comprende las instalaciones incluidas en la Red Básica de Transporte, la Red de Transporte Secundario, la Red de Distribución y demás instalaciones complementarias. •

Red Básica de Transporte. Forman parte de esta red las siguientes infraestructuras: o

Plantas de Licuefacción: transforman el gas natural a estado líquido para facilitar su almacenamiento y transporte en buques metaneros.

o Plantas de Regasificación: transforman el gas natural líquido de los buques metaneros a estado gaseoso mediante la aportación de calor para introducirlo en la red de gasoductos. o Gasoductos de Transporte Primario: son aquellos cuya presión máxima de diseño es igual o superior a 60 bares. o Almacenamientos Subterráneos: almacenan gas en el subsuelo para asegurar la continuidad y suministro de gas en caso de fallo de los aprovisionamientos y modular la demanda. o Conexiones Internacionales: gasoductos que conectan el sistema gasista español con otros sistemas o con yacimientos en el exterior que se utilizan para importar/exportar gas en función de la demanda. Las redes de transporte primario se diferencian en: o Redes troncales, con gasoductos interconectados que son esenciales para el funcionamiento del sistema gasista y la seguridad de suministro. o Redes de influencia local, que fundamentalmente ayudan al suministro local del gas natural •

Red de Transporte Secundario: Forman parte de la red de transporte secundario aquellos cuya presión máxima de diseño está comprendida entre 60 y 16 bares.

•

Red de Distribución: Forman parte de la red de distribución los gasoductos cuya presión máxima de diseño sea igual o inferior a 16 bares, y aquello otros que, con independencia de su presión máxima de diseño, tengan por objeto conducir el gas a un único consumidor partiendo de un gasoducto de la red básica o de transporte secundario.

A cambio de una retribución, el transportista debe permitir que terceros (comercializadores, distribuidores, consumidores directos al mercado, otros transportistas) puedan acceder a sus instalaciones.

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Figura 37. Mapa de instalaciones en España

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN El desarrollo de las infraestructuras gasistas en España ha sido condicionado por la escasa producción de gas nacional, y por la situación geográfica de España alejada de los yacimientos europeos del Mar del Norte y Rusia. Ambos factores provocaron un desarrollo tardío del sistema de gas natural, que comenzó a finales de los sesenta con la construcción de la primera planta de regasificación en Barcelona, abastecida a partir de GNL libio y argelino, seguida de las de Huelva (1988) y Cartagena (1989). Posteriormente, en 1993 se realiza la conexión por gasoducto con Francia, que conecta la red española con el yacimiento francés de Lacq. En 1996 se finaliza el gasoducto del Magreb que conecta la Península Ibérica con los yacimientos de gas argelinos, atravesando Marruecos y el estrecho de Gibraltar. La planta de regasificación de Bilbao entró en servicio en 2003, y las de Sagunto y Mugardos, en 2006 y 2007 respectivamente. A su vez el gasoducto Medgaz, entre Argelia y Almería, entró en operación en marzo de 2011. Dichas instalaciones se han ido incorporando a fin de hacer frente al desarrollo de la demanda y equilibrar la operación del sistema. Las futuras ampliaciones de las interconexiones con Francia, a finalizar en distintas fases en 2013 y 2015, proporcionarán mayor flexibilidad de suministro y permitirán la vehiculación del gas desde España hacia los mercados europeos. La peculiaridad del sistema de gas español, en comparación con otros países europeos, es la elevada dependencia de las importaciones y el elevado protagonismo de las plantas de regasificación en el aprovisionamiento. Asimismo es importante el desarrollo de las instalaciones de almacenamientos subterráneos a fin de proporcionar mayor autonomía, seguridad y flexibilidad al sistema. El desarrollo de las infraestructuras de gas está condicionado por la elevada extensión territorial, así como por la distribución de la población y la industria. En este desarrollo ha jugado también un papel clave el alto desarrollo de las centrales eléctricas de ciclo combinado. Las infraestructuras actuales de gas natural en España se componen de seis plantas de regasificación de gas natural licuado (estando otras tres en construcción en Asturias, Tenerife y Gran Canaria), más de 10.000 km de gasoductos de transporte, más de 60.000 km de gasoductos de distribución, dos almacenamientos subterráneos (estando otros tres preparados para entrar en operación en Marismas, Yela y Castor), tres yacimientos y seis conexiones internacionales (con Argelia, con Marruecos, dos con Francia y dos con Portugal), además de otras instalaciones auxiliares, estaciones de compresión y plantas satélite de GNL.

Tabla 8. Capacidades de las plantas de regasificación en 2012

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Tabla 9. Capacidades de los almacenamientos subterráneos en 2012

Tabla 10. Capacidades de las conexiones internacionales en 2012

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO

5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO El suministro del gas natural requiere una conexión física, mediante gasoducto, entre el suministrador y el consumidor final. De esto se derivaba la tendencia a que el propietario de la red de gasoductos, no sólo distribuyera el gas por la red, sino que también lo suministrara al consumidor. Esta tendencia a la exclusiva ocurría también en el caso de las redes de transporte, dado que el transportista gestiona sus redes para conducir el gas hasta la red de distribución y, normalmente, también lo vendía a la empresa distribuidora. Esta organización del sistema gasista se explica, en gran medida, porque las actividades de gestión de las redes de transporte y de distribución de gas natural son, desde un punto de vista económico, monopolios naturales. Esto quiere decir que la eficiencia no se alcanza, como es lo normal en otras actividades económicas, mediante la existencia de una variedad de competidores, sino mediante la existencia de una sola empresa propietaria y gestora de la red. De esta manera, no es posible en términos económicos que se dupliquen las redes, pues los costes marginales de la actividad son decrecientes. Los monopolios naturales suelen darse en mercados donde las inversiones iniciales y costes de mantenimiento son muy altos, principalmente debido a la existencia de fuertes economías de escala. Estas determinan que el incentivo principal para que una empresa construya una red de gasoductos, o para que amplíe la existente, sea la exclusiva en el suministro a los consumidores que quedan conectados a esa red, para poder tener garantizada la recuperación de la inversión. Estas circunstancias de los mercados del gas, convierten en problemática, desde el punto de vista de la seguridad, la apertura del mercado y la introducción de competencia, porque provocan una cierta deficiencia inversora en las redes necesarias para llevar el gas natural hasta los puntos de consumo. Por esta razón, las actividades de transporte y distribución de gas natural son actividades reguladas. Sin embargo, otras actividades gasistas que no presentan estas características, son actividades liberalizadas o no reguladas, como es el caso de la actividad de comercialización. Las dos instituciones jurídicas sobre las que principalmente pivota el proceso de creación de un mercado interior europeo del gas natural, son la separación de actividades (unbundling) y el acceso de terceros a la red (ATR ó Third Party Access -TPA-). Con la primera se persigue que las actividades de gestión de las redes gasistas (fundamentalmente, el transporte y la distribución de gas) estén separadas de las actividades de producción de gas y de suministro a los consumidores. Con la segunda, que los suministradores de gas natural y sus clientes tengan garantizado el acceso a las redes. Tras la liberalización del mercado del gas en el año 1997, las compañías gasistas han tenido que adaptar su negocio para adecuarse a los múltiples cambios regulatorios, que tienen un efecto significativo en su cuenta de resultados. En los apartados siguientes se detallará el actual marco regulatorio.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO 5.1. TRANSPORTE El sistema de retribución del transporte de gas natural se aplica a las inversiones puestas en servicio y se calcula mediante una fórmula similar a las existentes para las actividades de regasificación y almacenamiento subterráneo. Fue puesto en servicio en 2008, donde se requería la adaptación y homogeneización del marco retributivo debido a la necesidad de acometer fuertes inversiones en instalaciones de transporte, para el período que abarca desde 2008 a 2016. El régimen retributivo definido se aplica a las siguientes instalaciones planificadas y autorizadas: a. Los gasoductos de transporte primario de gas natural cuya presión máxima de diseño, incluida en la autorización de la instalación, sea igual o superior a 60 bares. b. Los gasoductos de transporte secundario cuya presión máxima de diseño, incluida en la autorización de la instalación, sea inferior a 60 bares y superior a 16 bares. c. Los gasoductos de conexión internacional. Éstos son los comprendidos en el territorio nacional que conectan la red nacional con las redes de gasoductos de otros países o con yacimientos o almacenamientos existentes en el exterior. d. Los gasoductos de conexión de los yacimientos y almacenamientos subterráneos con el sistema gasista. e. Las estaciones de compresión conectadas a los gasoductos de transporte, a los de conexión internacional y a los de conexión con yacimientos y almacenamientos subterráneos. f. Las estaciones de regulación y medida conectadas a los gasoductos con entrada a presión superior a 16 bares. g. Aquellas otras instalaciones necesarias para la operación de las instalaciones anteriores. h. Asimismo, están incluidos en el régimen retributivo todos aquellos centros de mantenimiento, operación y comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones, instalaciones de odorización, instalaciones de conexión y demás elementos auxiliares necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de transporte. No está incluida en el régimen retributivo cualquier inversión que no suponga un incremento de la capacidad de transporte, como instalaciones de consumidores para su uso exclusivo o modificaciones o variantes a petición de particulares o administraciones, entre otras.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN ANUAL DEL TRANSPORTE Retribución anual de la actividad del transporte (Rin) reconocida se calcula como los costes de inversión (CIin) más los costes de operación de cada elemento de inmovilizado en ese año (COMin). =

+



Costes de inversión Los costes de inversión del elemento de inmovilizado «i» en el año «n» se calculan de acuerdo a la siguiente fórmula: =

+



Dónde:

«n».

: Retribución por amortización de la inversión del elemento de inmovilizado «i» en el año : Retribución financiera de la inversión del elemento de inmovilizado «i» en el año «n».

•

La retribución por amortización de la inversión del elemento de inmovilizado se calcula mediante la siguiente fórmula: = (

) ∙ (1 +

)

–



Dónde: : Valor reconocido de la inversión del elemento de inmovilizado «i», en la correspondiente resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. : Vida útil regulatoria del elemento de inmovilizado «i» expresada en años (40 para gasoductos, 30 para estaciones de regulación y medida y 20 para estaciones de compresión). : Tasa de actualización con valor constante de 2,5% durante todos los años. : Número de años transcurridos a partir del año de puesta en servicio. •

La retribución financiera se calcula de la siguiente manera: =

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∙

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO Dónde: : Valor neto actualizado de la inversión del elemento de inmovilizado «i» en el año «n», que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: = [

– ( – 1) ∙ (

)] ∙ (1 +

)

–



: Tasa financiera de retribución a aplicar al elemento de inmovilizado «i». Se corresponderá con el rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años incrementado en 375 puntos básicos en el momento del reconocimiento de la inversión y se mantendrá durante toda la vida útil de la instalación. Se tomará como rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años la media de los últimos doce meses anteriores al 1 de noviembre del año de puesta en servicio. Esta tasa será de aplicación a todas las instalaciones que reciban el acta de puesta en servicio en ese año. Costes de operación y mantenimiento Los costes de operación y mantenimiento del elemento de inmovilizado «i» en el año «n» se calculan de acuerdo a la siguiente fórmula: =

+



Dónde: : Costes de operación y mantenimiento fijos de la instalación «i» en el año «n». : Costes de operación y mantenimiento variables de la instalación «i» en el año «n». Cuando finalice la vida útil regulatoria de un elemento de inmovilizado y éste continúe en operación, se eliminarán las retribuciones en concepto de amortización y retribución financiera y ), el 50 por ciento de la se adicionará, en concepto de coste de extensión de la vida útil ( suma de la amortización ( ) y la retribución financiera ( ) del último ejercicio actualizada anualmente de acuerdo con la tasa de actualización TA definida anteriormente. Las instalaciones que cesen su operación de forma definitiva dejarán de percibir retribución. A estos efectos, las bajas deberán ser comunicadas de acuerdo a lo establecido en la disposición adicional segunda. Las instalaciones cedidas y financiadas por terceros, sólo percibirán retribución por costes de operación y mantenimiento.

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO 5.2. DISTRIBUCIÓN Las empresas de distribución ingresan por dos vías: ingresos directos por derecho de acometida y retribución de su actividad por parte del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Los derechos de acometida a cobrar por la distribuidora para los suministros conectados a redes con presión de suministro inferior o igual a 4 bar son de: •

92,43€i por metro de longitud de la acometida a partir de 6 metros. Para acometidas inferiores a esta longitud, el importe será cero.

•

El contratante de un nuevo punto de suministro o consumo, o de la ampliación de uno ya existente deberá abonar a la empresa distribuidora, en el momento de la contratación, el importe recogido en la figura en función de la tarifa o peaje contratado. En caso de que se trate de una ampliación, el importe a abonar será la diferencia entre el nuevo suministro y la abonada por el contrato anterior.

Tabla 11. Retribución por distribuciónii

Por otro lado, la retribución de la actividad de distribución se establece para el conjunto de las instalaciones de cada empresa distribuidora, excluidas las acometidas, atendiendo a diferentes criterios: a) El consumo y el volumen de gas vehiculado. b) Inversiones y amortizaciones realizadas en instalaciones de distribución. c) Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones, aplicando criterios de mejora y eficiencia. d) Características de las zonas de distribución. e) Seguridad y calidad del servicio. i ii

Orden ITC 3993 del 30 de diciembre de 2006. Ídem

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GESTIÓN LOGÍSTICA DE LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL 5. RETRIBUCIÓN Y MARCO REGULATORIO f) Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución. CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN ANUAL DE LA DISTRIBUCIÓN La retribución global de la actividad de distribución se actualiza anualmente en función del IPH (valor medio entre el Índice de Precios al Consumidor y el Índice de Precios Industriales) y considerando el crecimiento de la actividad afectado de unos factores de eficiencia, según la siguiente fórmula: =

! [1 + "# ! 0,85] ! (1 + (

)*

< 4 !

)*

< 4 + (

-./ ! -./ +

(

-0/ ! -0/ )

Donde: : coste de distribución correspondiente al año anterior, revisado. ∆Acl