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MINISTERIO

PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA

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SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA

DIRECCION GENERAL DE POLÍTICA

ENERGÉTICA Y MINAS

PROPUESTA DE METODOLOGÍA DE RETRIBUCIÓN DE MIBGAS

1. Antecedentes

El artículo 65.bis en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en la

redacción dada por la Ley 8/2015, de 21 de mayo, reguló la creación de un mercado organizado

de gas natural donde se realizasen transacciones de compra y venta de manera anónima, libre

y voluntaria, que sería gestionado por un operador de mercado, fijándose en el artículo 65.ter

de la citada ley sus funciones y competencias, su composición accionarial y su forma de

financiación, que deberá ser asumida por todos los agentes que operen en dicho mercado en

las condiciones que se fijen por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, referencia

que debe entenderse dirigida a la Ministra para la Transición Ecológica.

Esta disposición no hacía más que reflejar la relevancia que un mercado organizado tiene en

el desarrollo de cualquier sistema gasista, al facilitar las operaciones de compraventa, lo que

incrementa las posibilidades de suministro de los comercializadores existentes y facilita la

incorporación al mercado de nuevos entrantes. La importancia de los mercados organizados

de gas en el desarrollo de los sistemas gasistas quedó recogida en el artículo 1º del

Reglamento (CE) 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009,

sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga

el Reglamento (CE) 1775/2005, que establece como uno de sus objetivos “facilitar la creación

de un mercado mayorista eficaz en su funcionamiento y transparente, con un elevado nivel de

seguridad en el suministro de gas y establecer mecanismos de armonización de las normas de

acceso a la red para el comercio transfronterizo de gas”.

El mercado organizado adquirió una nueva dimensión con la publicación del Reglamento (UE)

de la Comisión Nº 312/2014, de 26 de marzo de 2014, por el que se establece un código de

red sobre el balance de gas en las redes de transporte, al establecer la obligación de que los

gestores adquieran en ellos el gas necesario para cumplir con la función de responsable del

balance de las redes en última instancia, autorizando únicamente el empleo de herramientas

alternativas como la contratación de servicios de balance o el uso de tolerancias con carácter

temporal durante un período máximo de 5 años.

Ambas funciones, amparadas por sendos reglamentos europeos, confieren al mercado

organizado de gas, y, por ende, a la entidad responsable de su funcionamiento, un marcado

carácter de servicio de interés económico general, al ser este mercado organizado elemento

fundamental para el éxito del suministro de gas por canalización, que fue expresamente

calificado así en el artículo 2.2 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.

Por tanto, la inexistencia hasta el 16 de diciembre de 2015 de un mercado organizado de gas

natural en España constituía una carencia sustancial del sistema gasista español y ponía en

graves dificultades al Gestor Técnico del Sistema a la hora de cumplir con las obligaciones de

balance impuestas por el Reglamento (UE) de la Comisión Nº 312/2014. En consecuencia, el

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Parlamento español, mediante la modificación de la Ley 34/1998, del 7 de octubre, incluyó las

disposiciones pertinentes para su desarrollo.

Sin embargo, la constitución de un mercado no es garantía de su éxito, que depende de las

operaciones que hagan en él los agentes. Un parámetro básico para medir este éxito es el

volumen de operaciones en relación con el tamaño del mercado, que es una de las métricas

del concepto conocido como liquidez, que proporciona una imagen del uso que los agentes

dan a la plataforma en detrimento de otras opciones como son las compraventas bilaterales y

permite analizar la capacidad del mercado para autofinanciarse mediante el cobro de

comisiones por transacción (fees), principio que está recogido en el artículo 65.ter de la Ley

34/1998, de 7 de octubre.

La preocupación por la sostenibilidad financiera del operador del mercado no es baladí, habida

cuenta que es necesario que transcurra un periodo de tiempo suficiente para alcanzar un

número mínimo de transacciones para que el operador pueda autofinanciarse. Aunque, en este

sentido, el operador del mercado no es diferente de cualquier otra empresa, donde siempre el

éxito o el fracaso está supeditado a la demanda de los servicios o productos que ofrece y donde

cabe asumir un cierto nivel de pérdidas durante los primeros años de la actividad. Sin embargo

la importancia que tiene el éxito del mercado organizado para lograr un sistema gasista

eficiente y competitivo hace imprescindible eliminar toda incertidumbre sobre la continuidad de

su existencia en caso de que el éxito no sea el esperado y es precisamente por este motivo

por el que se dictó dicha la disposición transitoria segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo,

estableciendo que, hasta que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, referencia que debe

entenderse a la Ministra para la Transición Ecológica, determine que se han alcanzado las

condiciones suficientes de liquidez en el mercado organizado de gas, de manera transitoria,

entre los costes del sistema gasista se incluirá la retribución del operador del mercado, que

será fijada por orden ministerial. En este sentido, dicha disposición estableció que, la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia remitiría al referido Ministerio una propuesta de

metodología de retribución del operador del mercado de gas.

La retribución transitoria no debe incluir retribución alguna a actividades que no estén

relacionadas con la gestión de las transacciones de gas natural con entrega en el punto virtual

de balance de la red de transporte con entrega a corto plazo ya que son estos los productos

que el gestor de red va a tener que utilizar para cumplir con sus obligaciones de balance, y son

los que caracterizan el servicio de interés general que presta el operador del mercado.

La retribución del operador del mercado excluye cualquier coste imputable a las transacciones

de otros productos, como puede ser el gas natural licuado, o de gas natural con entrega a

plazos superiores al mes. Este tipo de productos no tienen característica de servicio de interés

general, lo que ya se reflejó en la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se

establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas

y la retribución de las actividades reguladas para 2017, que en su artículo 11 habilitó a MIBGAS,

S.A. para negociar gas natural con entrega en el punto virtual de balance a plazos superiores

al mes, gas natural en el almacenamiento subterráneo o gas natural licuado en los tanques de

las plantas de regasificación, precisando que MIBGAS, S.A. estará obligada a llevar cuentas

separadas que garanticen la separación contable entre los costes e ingresos vinculados a la

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negociación de los productos que reciben retribución transitoria, y el resto de costes e ingresos

vinculados a la negociación de los productos habilitados a negociar en el mercado organizado

del gas que quedan fuera de la retribución transitoria. Los criterios de imputación deberán ser

transparentes y MIBGAS, S.A. deberá reportar al Ministerio para la Transición Ecológica y a la

Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la información sobre sus cuentas

separadas y criterios de imputación que sea necesaria para el cálculo y establecimiento de la

retribución anual transitoria.

En su sesión de 9 de mayo de 2017, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó el “Acuerdo por el que se aprueba la

propuesta de metodología de retribución del Operador del Mercado Organizado de Gas” que

fue tomado como base para la elaboración de la propuesta. Este informe se elaboró en virtud

del mandato establecido en la disposición transitoria segunda.2 de la Ley 8/2015, de 21 de

mayo.

2. Normativa aplicable

La disposición transitoria segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, establece que, hasta que

el Ministro de Industria, Energía y Turismo determine que se han alcanzado las condiciones

suficientes de liquidez en el mercado organizado de gas, se incluirá entre los costes del sistema

gasista la parte correspondiente de la retribución del operador del mercado. Durante dicho

periodo transitorio, la retribución del operador del mercado será fijada por orden del Ministro de

Industria, Energía y Turismo, ambas referencias que se debe entender dirigidas actualmente a

la Ministra para la Transición Ecológica.

Esta disposición estableció un plazo de dos meses desde la entrada en vigor de dicha Ley para

que el operador del mercado organizado de gas remitiera una propuesta de retribución al

Ministerio de Industria, Energía y Turismo y se determinaba que 4 meses después de la entrada

en vigor de la Ley 8/2015, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia remitiría al

ministerio una propuesta de metodología de retribución del operador del mercado.

La disposición transitoria tercera del Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se

regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema

de gas natural, reconoció una retribución provisional para el año 2015 de 2.000.000 €,

determinando que, una vez se haya determinado la retribución definitiva, se procederá a

liquidar la diferencia entre esta y la retribución provisional que haya recibido la empresa.

Posteriormente, la disposición transitoria sexta de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre,

por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las

instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016, estableció en

2.980.000 euros la retribución provisional para dicho año, mientras que la disposición transitoria

tercera de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y

cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las

actividades reguladas para 2017 estableció la retribución provisional para dicho año en

3.920.000 euros. Esta cantidad se mantuvo en la disposición transitoria segunda de la Orden

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ETU/1283/2017, de 22 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados

al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas

para el año 2018. Por último, la disposición transitoria primera de la Orden TEC/1367/2018, de

20 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros

a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2019 redujo

la retribución provisional a 3.337.507 euros.

3. Propuesta de la Secretaría de Estado de Energía

3.1. Importe de la retribución (artículo 2)

La retribución transitoria de los OPEX propuesta por la Comisión Nacional de los Mercados y

la Competencia en el cuadro 13 de la página 53 de su informe es de 2.432.000 €:

Conforme a la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, a este

importe sería necesario añadir los siguientes conceptos:

Coste del servicio de creador de mercado voluntario (apartado 3.1.1).

Incentivo a la eficiencia (3.1.2).

A continuación se analiza cada uno de ellos, evaluando la necesidad de su inclusión. Por último,

se propone incluir dos nuevos conceptos: la adaptación del contrato de servicios suscrito con

OMIE y la realización de las adaptaciones necesarias para los cambios regulatorios (3.1.3).

3.1.1. Servicio de creador de mercado voluntario

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Con respecto al primer concepto, en efecto debería incorporarse dicho coste a la retribución,

especialmente si se considera la aportación fundamental del creador de mercado de voluntario

al crecimiento de la liquidez del producto mensual. Esta situación se ha reflejado tanto en el

Acuerdo por el que se emite informe a solicitud de la Dirección General de Política Energética

y Minas sobre la propuesta de resolución por la que se aprueba la adjudicación del servicio de

creador de mercado voluntario en el mercado organizado de gas natural durante el segundo

semestre de 2018 (INF/DE/086/19) como en la memoria de dicha resolución elaborada por la

Dirección General de Política Energética y Minas.

En la siguiente tabla se incorporan los costes de este servicio desde la primera adjudicación:

[INICIO CONFIDENCIAL]

[FIN CONFIDENCIAL]

Se considera adecuado prever un coste anual del servicio [INICIO CONFIDENCIAL] [FIN

CONFIDENCIAL] equivalente al incurrido durante los últimos tres semestres. En todo caso, se

supedita la inclusión de esta cantidad en la retribución a la acreditación de los costes incurridos.

3.1.2. Incentivo a la eficiencia

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia “propone el establecimiento de un

incentivo de eficiencia asociado a las actividades de Marketing corporativo, comunicación y

RR.PP., Infraestructuras y servicios, y Servicios Exteriores y Logística de forma que MIBGAS

retenga la mitad de los ahorros agregados de costes en estas actividades”.

Sin embargo, se considera que este incentivo tiene un recorrido muy limitado teniendo en

cuenta el modo de financiación de la retribución planteado en esta propuesta (apartado 3.2),

dado que:

1. El objetivo fundamental del mercado organizado es incrementar la liquidez del mismo,

aproximando su desempeño al descrito en el Gas Target Model. Update and Review

(ACER, 2015), de modo que proporcione una señal de precios transparente y favorezca

la competencia en el sector.

2. MIBGAS por tanto no debe tener como principal objetivo ser una empresa

especialmente competitiva en costes, sino que debe buscar el importe total de costes y

el reparto entre conceptos que maximice la participación de los agentes en el mercado

y, por tanto, los ingresos generados por comisiones (fees), minimizando la parte de su

retribución que deba afrontar el sistema gasista.

3. En todo caso, este incentivo no proporcionaría ahorros importantes al sistema gasista:

en la propuesta de la Comisión supone en torno al 2% de la retribución anual. Y la

disminución del gasto en partidas como marketing podría poner en riesgo importes

superiores en el cobro de comisiones (fees) a los agentes, por lo que el balance total

para el sistema gasista podría ser negativo.

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3.1.3. Adaptación del contrato de servicios con OMIE y adaptaciones

regulatorias

Adaptación del contrato de servicios con OMIE

La Comisión ha considerado en su informe que el precio razonable para el contrato de servicios

suscrito por MIBGAS con OMIE sería de 1.000.000 euros, en lugar de los 1.400.000 euros

acordados entre las partes. En el anexo a esta memoria se concluye, al igual que en el informe

de la Comisión, que en efecto existe sólo una función asignada al Operador del Mercado que

no está incluida en el contrato de servicios con OMIE: la de supervisión del mercado y

comunicación de conductas anticompetitivas. Asimismo, parte de las actividades en principio

cubiertas por dicho contrato de servicios, tales como la asesoría jurídica o los servicios

administrativos, son desempeñadas por MIBGAS con personal propio. Por tanto, resulta

imprescindible revisar a la baja el importe de este contrato.

Sin embargo, las condiciones contractuales entre MIBGAS y OMIE, incluyendo la cuantía del

contrato, no pueden modificarse hasta el ejercicio 2021, debiendo denunciar previamente

MIBGAS el contrato antes del 31/12/2019. Por ello, reconociendo la imposibilidad de

renegociación anticipada y en aras de garantizar la predictibilidad regulatoria, en la metodología

se reconoce:

Ejercicio 2020: con carácter excepcional, el 100% del coste identificado por la Comisión

como potencialmente reducible.

Ejercicio 2021: el 50% del coste identificado por la Comisión como potencialmente

reducible.

Es decir, se diseña una senda descendente para que la base regulatoria, construida sobre el

reconocimiento de los costes contratados, reduzca los costes reconocidos por este contrato de

servicios.

Adaptaciones regulatorias

El conjunto de circulares normativas que está tramitando actualmente la Comisión, en ejercicio

de las competencias asumidas de conformidad con el Real Decreto-ley 1/2019, supondrán una

serie de modificaciones de carácter procedimental (reglas e instrucciones de mercado) y de

sistemas informáticos por parte de MIBGAS. Del mismo modo, la modificación de las reglas del

mercado mediante la Resolución de 5 de diciembre de 2018, de la Secretaría de Estado de

Energía, supusieron una serie de actualizaciones que, conforme a la información remitida por

MIBGAS, dieron lugar a un contrato específico con OMIE.

Este reconocimiento de costes adicionales se encuentra en línea con la circular de metodología

de retribución del Gestor Técnico del Sistema que está tramitando la Comisión. Para este caso,

de acuerdo a la estimación establecida por MIBGAS en su presupuesto para el ejercicio 2020,

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se establece un presupuesto conjunto para los ejercicios 2020 y 2021 [INICIO

CONFIDENCIAL]

[FIN CONFIDENCIAL] Los costes asociados a estos conceptos se reconocerán a partir del

soporte documental de los costes incurridos.

3.2. Fecha de finalización de la retribución transitoria (artículo 2)

Establecer una fecha de finalización de la retribución transitoria es imprescindible por tres

razones principales:

a. La retribución del operador del mercado tiene carácter transitorio y finalizará cuando “el

Ministro de Industria, Energía y Turismo determine que se han alcanzado las

condiciones suficientes de liquidez en el mercado organizado de gas”, conforme a la

disposición transitoria segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo.

b. La retribución transitoria del operador del mercado organizado de gas, puesto que

desempeña un servicio de interés económico general, debe cumplir con las condiciones

establecidas en la Decisión SIEG 1, entre ellas establecer una fecha fin de la retribución

y el nivel de liquidez necesario.

c. Tanto el operador del mercado como los agentes precisan de una señal regulatoria que

marque la senda de crecimiento del mercado y permita al primero adaptar sus

estructuras de ingresos y costes.

Por todo lo anterior, se podrían adoptar dos modelos:

I. Una fecha de finalización que se pudiera adelantar en función de la evolución del

número de agentes y el volumen de transacciones.

Esta opción es flexible pero puede abocar al operador y a los agentes a no acelerar el

crecimiento del mercado siendo conocedores de que no hay incentivos para ello por

ninguna de las partes.

Se ha valorado añadir a esta opción incentivos anuales de cumplimiento del número de

agentes e incremento del volumen de transacciones, junto con un parámetro combinado

de evolución de los parámetros de liquidez definidos por el Gas Target Model.

II. Únicamente una fecha de finalización.

1 Decisión de la Comisión, de 20 de diciembre de 2011, relativa a la aplicación de las disposiciones del artículo 106,

apartado 2, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea a las ayudas estatales en forma de compensación

por servicio público concedidas a algunas empresas encargadas de la gestión de servicios de interés económico

general.

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Esta opción es más inflexible que la anterior pero otorga una señal regulatoria más

clara, siendo más coherente con la decisión de iniciar el cobro de comisiones (fees) de

modo inmediato.

Por tanto, se opta por fijar como fecha de finalización el 31 de diciembre de 2021, fecha

plausible conforme al estudio de posible evolución de la liquidez realizado en el apartado 4.1.2

para el escenario base/intermedio.

3.3. Cobro de comisiones a los agentes por los productos a corto plazo (artículo 3)

Conforme al apartado anterior, la orden habilita a MIBGAS a establecer comisiones a los

agentes del mercado organizado de gas para financiar su actuación como operador del

mercado a partir del 1 de junio de 2020.

Estas comisiones no requerirán autorización previa del Ministerio para la Transición Ecológica,

pero deberán contribuir a maximizar los ingresos liquidables para el sistema gasista y a facilitar

la consecución de los objetivos para los que se creó el mercado organizado de gas. Asimismo,

se establece la obligación a MIBGAS de presentar razonadamente la estructura de comisiones

elegida antes del 1 de abril de 2019, es decir, dos meses antes de su entrada en vigor.

En un mercado monopolístico las comisiones deberían ser aprobadas por el Ministerio o el

Regulador, para evitar la pérdida de eficiencia y que importes muy elevados se repercutiesen

en último término sobre los consumidores. Sin embargo, cabe remarcar que la plataforma

MIBGAS actúa en un mercado en competencia, de forma que cualquier otra plataforma puede

ofertar sus productos de entrega en el PVB. Si las comisiones establecidas por MIBGAS son

muy elevadas, no solo se reducirá la liquidez en su plataforma, sino que además se incentivará

la entrada de plataformas competidoras.

En conclusión, el objetivo de la estructura de comisiones debe ser maximizar tanto los ingresos

como la liquidez del mercado, objetivos completamente compatibles puesto que una estructura

de comisiones sólo permitirá alcanzar unos ingresos razonables si favorece en un primer

momento la permanencia de los agentes actualmente presentes en el mercado y, en el medio

plazo, atrae a nuevos agentes y estimula el volumen de transacciones.

En el apartado 4 se realiza un estudio sobre el importe de las comisiones que podría cobrar

MIBGAS (apartado 4.1.1) y el nivel de ingresos resultante (4.1.2), sin tratarse de ejercicios

vinculantes para los valores que pueda establecer MIBGAS.

3.4. Mecanismo transitorio de compensación de costes a partir del 1 de enero de 2020

hasta el 31 de diciembre de 2021 (artículo 4)

La principal novedad respecto a la propuesta de la Comisión reside en este punto. La Comisión

propone que durante un plazo indeterminado se retribuyan íntegramente los costes de MIBGAS

con cargo al sistema gasista, sin plantear una fecha de finalización de la misma.

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Se han analizado las siguientes alternativas:

a) Adoptar la propuesta de la Comisión, incluyendo en la orden ministerial una fecha de

finalización en la que se prevé que el número de agentes en el mercado y el volumen

de transacciones sea suficiente para su autofinanciación.

La principal debilidad de esta opción es la ausencia de un período transitorio y la

elevada incertidumbre respecto a la fecha.

b) Adoptar la propuesta de la Comisión, incluyendo en la orden ministerial una fecha de

finalización en la que se prevé que el número de agentes en el mercado y el volumen

de transacciones sea suficiente para su autofinanciación o incluir la posibilidad de

adelantar dicha fecha si los parámetros anteriores alcanzan un nivel suficiente.

Esta opción es más robusta que la anterior dado que permite adelantar la fecha de

finalización de la retribución si se alcanzan un número de agentes y volumen de

transacciones considerados suficientes pero de nuevo no permite comprobar si estos

parámetros se mantendrán una vez se establezca el cobro de comisiones (fees).

c) Permitir el cobro de comisiones (fees) desde cierta fecha y que, en caso de que estos

ingresos no alcancen la retribución objetivo, la diferencia entre ambos tenga la

consideración de costes para el sistema gasista, detrayendo las eventuales diferencias

positivas registradas en ejercicios anteriores. Esta opción debe completarse

estableciendo una fecha de fin de la retribución transitoria bien mediante la fórmula

anterior, combinando objetivos de número de agentes y volumen de transacciones con

una fecha de finalización o simplemente incluyendo esta.

La gran ventaja de esta opción es la existencia de un período transitorio, permitiendo

evaluar el comportamiento de los agentes ante el establecimiento de comisiones (fees)

con el consiguiente alivio económico para el sistema gasista. En el siguiente apartado

se analiza la metodología de fijación del plazo de la retribución (apartado 3.3).

Asimismo, esta opción es la que se ha seguido hasta la fecha para la retribución del

operador del mercado eléctrico, tal y como se puede comprobar en la disposición

transitoria primera de la Orden ETU/1282/2017, de 22 de diciembre, por la que se

establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2018.

La retribución objetivo se calcula del siguiente modo:

Ejercicios 2020 y 2021: se corresponde con la suma de la retribución para los OPEX

propuesta por la Comisión (2.432.000 €), la previsión de los costes de fomento de la

liquidez, los costes de adaptaciones regulatorias y, en el caso del ejercicio 2020, los costes

excepcionales de adaptación del contrato de servicios con OMIE, tal y como se expone en

el apartado 3.1. El resultado sería el siguiente:

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o Año 2020: 2.923 miles de euros.


3.5. Retribución transitoria definitiva hasta el 31 de diciembre de 2019 (artículo 5).

Se establecen las retribuciones definitivas de los ejercicios 2015, 2016, 2017, 2018 y 2019

calculándolas del siguiente modo:

Para los años 2015, 2016, 2017, 2018 y 2019 las retribuciones definitivas de MIBGAS, S.A.

serán sus costes auditados, siempre que estos respondan a los criterios de empresa

eficiente y bien gestionada y aplicando las observaciones realizadas por la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia, así como las conclusiones del análisis

realizado por la Secretaría de Estado de Energía en relación al contrato de servicios de

MIBGAS con OMIE, incluido en el anexo a esta memoria.

Para proceder a su reconocimiento y con el fin de comprobar que efectivamente responden

a los criterios señalados en el párrafo anterior, MIBGAS, S.A. deberá presentar antes del 1

de febrero de 2020 ante la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia sus cuentas anuales normales, debidamente

auditadas, correspondientes a dichos ejercicios.

3.6. Desvíos de años anteriores (artículo 6)

La diferencia existente entre la retribución provisional de los ejercicios 2015, 2016, 2017, 2018

y 2019 y la retribución definitiva establecida mediante esta orden tendrá el carácter de desvío.

Con el fin de proporcionar la predictibilidad regulatoria requerida, se distribuyen los desvíos en

los siguientes diez ejercicios completos, aunque en tres de ellos no tenga derecho a retribución.

Por tanto, en el ejercicio 2021 el desvío se detraerá de la retribución, mientras que en los

ejercicios 2022, 2023, 2024, 2025, 2026, 2027, 2028, 2029 y 2030, en los que MIBGAS seguirá

siendo sujeto del sistema de liquidaciones, deberá abonar el desvío.

Se establecerán los desvíos una vez se disponga de las cuentas auditadas y se considerarán

sólo los costes incurridos siguiendo los criterios de empresa eficiente y bien gestionada y

aplicando las observaciones realizadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la

Competencia, así como las conclusiones del análisis realizado por la Secretaría de Estado de

Energía en relación al contrato de MIBGAS con OMIE, incluido en el anexo a esta memoria.

3.7. Liquidaciones (artículo 7)

MIBGAS será sujeto del sistema de liquidaciones no sólo durante el período de vigencia de la

retribución transitoria del operador del mercado y la del gestor de garantías, sino hasta la

finalización del reintegro de los desvíos en el año 2030.

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3.8. Análisis del mercado (artículo 8)

Se incluye la obligación de que MIBGAS remita a la Comisión Nacional de los Mercados y la

Competencia y a la Dirección General de Política Energética y Minas información suficiente

para realizar el seguimiento de los ingresos obtenidos por comisiones y la acreditación

documental de algunos costes cuya retribución está condicionada a la presentación de la

misma.

3.9. Retribución transitoria del Gestor de Garantías (artículo 9)

En el apartado r) del artículo 21 del Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, se incluye entre

las funciones del Operador del Mercado «realizar directamente, o a través de un tercero, las

labores de Gestor de Garantías del sistema de gas natural que se definen en este real decreto».

Asimismo, en el artículo 33 del mismo real decreto se establece lo siguiente:

«Las garantías para la contratación de capacidad de infraestructuras con acceso de

terceros regulado, para la participación en el Mercado Organizado de Gas y para la

liquidación de desbalances, serán gestionadas de forma conjunta por el Operador del

Mercado como Gestor de Garantías, respetando sus condiciones y características

particulares y el carácter finalista de cada una de ellas, directamente o a través de un

tercero. La gestión de las garantías deberá obedecer a una gestión eficiente y eficaz

en cuanto a costes y riesgos se refiere, estableciéndose los incentivos necesarios para

la consecución de estos objetivos.»

En la propuesta formulada por la Comisión, se considera el desempeño de MIBGAS como

Gestor de Garantías del sistema gasista como una función más a desempeñar en calidad de

Operador del Mercado. Sin embargo, esta función deberá seguir siendo desempeñada por

algún agente una vez finalice la retribución transitoria del operador del mercado, debiendo tener

naturaleza de actividad regulada. Parece lógico que siga desempeñándola MIBGAS dado que:

En todo caso, debe gestionar las garantías para la participación en el mercado organizado,

lo que permite alcanzar ciertas economías de escala.

La actividad de Gestor de Garantías tiene una naturaleza financiera para la que resulta

mucho más apropiada una plataforma de comercio que el Gestor Técnico del Sistema.

La continuidad del mismo Gestor de Garantías es una opción más sencilla técnicamente y

más económica para el sistema gasista. Actualmente, los instrumentos de garantías

depositados en el gestor cubren un importe total superior a los 800 millones de euros.

Sin embargo, no existe una metodología de retribución del Gestor de Garantías ni la Comisión

ha incluido referencia alguna a la misma en su propuesta de metodología de retribución del

Operador del Mercado, sin tener en cuenta que la primera función requeriría una retribución

una vez finalizara la correspondiente a la segunda función.

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Por todo lo anterior, se considera que existen dos opciones:

Aprobar una retribución definitiva para esta actividad.

Aprobar unas comisiones a abonar por los agentes para la prestación del servicio.

La segunda opción permite que sean realmente los agentes que utilizan este servicio los que

contribuyan en mayor medida a sufragarlo, siendo la seleccionada en la propuesta de

resolución. Sin embargo, dado que no existe información suficiente para aprobar

inmediatamente estas comisiones, se aprueba una retribución transitoria provisional,

estableciendo que se publicará la estructura de las comisiones en un plazo de un año mediante

orden ministerial, así como la retribución transitoria definitiva y el mecanismo de corrección de

los desvíos.

La retribución temporal se establece en 300.000 €/año, teniendo en cuenta los siguientes

hechos:

MIBGAS comunicó en su Presupuesto 2019 que, si se modificaban las normas de gestión

de garantías, tal y como está previsto conforme a la propuesta de circular de la CNMC por

la que establecen las normas de balance de gas, las inversiones a realizar serían de 75.000

€. Posteriormente, cifra en un total de 125.000 € el coste previsto para la adaptación a las

circulares de la CNMC, entre cuyas modificaciones con impacto sobre MIBGAS se

encuentran las garantías para la liquidación de desbalances.

Se prevé que en caso de que la retribución definitiva sea inferior a la provisional, exista la

posibilidad de que las diferencias entre la retribución provisional y la definitiva tengan el

carácter de desvío anual y puedan ser reintegradas al sistema gasista.

4. Estimación por la Secretaría de Estado de Energía de los ingresos de MIBGAS en un

entorno competitivo

Se ha realizado un estudio de los ingresos que podría obtener el operador del mercado en caso

de establecer comisiones a los agentes (fees) así como la evolución que podrían seguir los

parámetros claves para determinar estos ingresos: el número de agentes y el volumen de

transacciones.

El objetivo de este estudio es comprobar que la propuesta de retribución basada en los costes

formulada por la CNMC es robusta, siendo posible soportar dichos costes en base a estos

potenciales ingresos.

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4.1.1. Importe de las comisiones que podría cobrar MIBGAS

Se ha realizado un estudio de mercado las comisiones que podría cobrar el Operador del

Mercado conforme a los precios existentes en otros mercados organizados europeos.

Así, consultando las condiciones de acceso al servicio con la plataforma Powernext se puede

comprobar que diferencia entre comisiones por transacción (trading & clearing fees) y

comisiones por agente registrado (o membership fees). En el primer caso (figura 1), cubren los

costes de registro en el libro de la oferta, casación y liquidación de la misma, calculándose por

unidad de energía. En el segundo caso (figura 2), se abona una cuota anual por agente

registrado en el mercado.

Figura 1. Trading & Clearing fees (fuente: Powernext)

Figura 2. Membership fees (fuente: Powernext)

Del análisis de las tablas anteriores se puede concluir que:

Los trading & clearing fees se sitúan entre 0,015 y 0,030 €/MWh.

Los membership fees se sitúan entre 10.000 y 15.000 €/año y agente.

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Con el fin de realizar un cálculo de la liquidez necesaria y sin perjuicio de los futuros fees que

pudieran establecerse, se han seleccionado los valores actualmente vigentes en el mercado

organizado de Francia (PEG):

Trading & clearing fees: 0,020 €/MWh.

Membership fees: 15.000 €/año y agente.

Tanto la estructura de fees como los importes no son vinculantes respecto a la estructura que

pudiera establecer MIBGAS.

4.1.2. Estimación de ingresos. Nivel de liquidez.

Se han simulado tres escenarios de posible evolución de la liquidez y el número de agentes de

MIBGAS hasta el final de 2020.

Escenario base o intermedio:

El mercado organizado de gas finalizó el ejercicio 2018 con las siguientes

estadísticas:

Volumen de transacciones: 24,3 TWh (6,9% de la demanda)

Número de agentes registrados: 82 agentes.

Resulta razonable construir un crecimiento del volumen de transacciones que

alcanzase el 15% de la demanda a finales de 2020 (50 TWh). De modo que

transcurridos 5 años desde el inicio del funcionamiento del mercado organizado

se hubiese alcanzado un nivel de liquidez suficiente a estos efectos.

Se propone establecer como fecha fin el 31 de diciembre de 2021 con el fin de

permitir que esta situación de liquidez suficiente se haya podido mantener

durante doce meses y no responda a circunstancias coyunturales.

El número de agentes podría aumentar hasta 86 (desde los 82 de 31 de octubre

pero considerando la salida de parte de los 102 agentes actuales una vez que

el registro tuviese un coste).

Escenario conservador:

El volumen de transacciones en 2020 alcanzaría el 10% de la demanda2, en el

entorno de los 33 TWh.

El número de agentes se mantendría en el entorno del nivel a 31 de diciembre

de 2018.

Escenario optimista:

2 La demanda nacional en 2019 y 2020 se estima en 333 TWh.

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Podría alcanzarse el volumen de liquidez de otros mercados de la UE, llegando

al 30% de la demanda nacional.

El número de agentes podría aumentar hasta 90 (desde los 82 a finales de 2018

y considerando un descenso desde los 102 actuales una vez que el registro

tuviese un coste).

Conforme a estas previsiones, los ingresos de MIBGAS aplicando las comisiones propias de

un entorno competitivo, serían los siguientes:

El análisis de la evolución del número de agentes y el volumen de transacciones durante los

diez primeros meses del ejercicio 2019 demuestra la consistencia de estos escenarios:

Volumen

transacciones (TWh)

Churn Rate

(%)Nº Agentes

Volumen

transacciones

(TWh)

Churn Rate

(%)Nº Agentes

Volumen

transacciones

(TWh)

Churn Rate

(%)Nº Agentes

2016 6,5 2,0% 45 6,5 2,0% 45 6,5 2,0% 45

2017 13,4 3,8% 65 13,4 3,8% 65 13,4 3,8% 65

2018 24,3 7,0% 82 24,3 7,0% 82 24,3 7,0% 82

2019 28,8 8,6% 82 34,5 10,4% 84 57,9 17,4% 85

2020 33,3 10,0% 82 50,3 15,1% 86 99,9 30,0% 90Est

imad

oR

eal

Escenario conservador Escenario intermedio Escenario Optimista

Fee unitario

(€)

VOLUMEN

(agentes/TWh)TOTAL (€)

VOLUMEN


VOLUMEN


Membership fees 15.000 82 1.230.000 86 1.290.000 90 1.350.000

Trading fees 0,02 33,3 666.000 50,3 1.005.000 99,9 1.998.000

TOTAL 1.896.000 2.295.000 3.348.000

Escenario Conservador Escenario Intermedio Escenario Optimista

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i. A fecha de 31 de octubre de 2019, están registrados en MIBGAS un total de 101

agentes, de los cuales 53 tienen actividad diaria.

ii. Desde el 1 de enero hasta el 31 de octubre de 2019 se negociaron en MIBGAS un total

de 40,17 TWh, equivalentes a un 12,7% de la demanda, por lo que se cerrará el ejercicio

sensiblemente por encima de la previsión del escenario intermedio (34,5 TWh) y

ligeramente por debajo del escenario superior (58 TWh).

Conclusión:

En base a un escenario realista de número de agentes y transacciones en 2020, los

ingresos del escenario base/intermedio a finales de 2020 deberían considerarse suficientes

para compensar los costes de la actividad.

Adicionalmente, MIBGAS podría continuar recibiendo una retribución transitoria por la

realización de otras funciones reguladas que no tienen relación con el mercado, como la

gestión de garantías del sistema gasista. O, lo que es lo mismo, los costes incurridos como

gestor de garantías serían financiados transitoriamente a través de una retribución regulada

para cubrirse posteriormente mediante el cobro de un coste regulado a los usuarios.

5. Conclusiones

Para el año 2015 la retribución definitiva se basaría en el reconocimiento de los costes

auditados prudentemente incurridos por la empresa con las observaciones realizadas por

la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (página 57 del informe, cuadro

14).

La retribución definitiva durante los ejercicios 2016, 2017, 2018 y 2019 se basaría en el

reconocimiento de los costes auditados prudentemente incurridos por la empresa, previo

análisis de las cuentas anuales y aplicando las observaciones realizadas por la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia, así como las conclusiones del análisis

realizado por la Secretaría de Estado de Energía en relación al contrato de MIBGAS con

OMIE, incluido en el anexo a esta memoria.

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A partir de 2020 se aplicaría la metodología propuesta por la Comisión, añadiendo el coste

de las medidas de fomento de la liquidez, ya previsto en su informe, la adaptación del

contrato de servicios con OMIE con carácter excepcional para el ejercicio 2020 y las

adaptaciones regulatorias. Esta metodología proporcionaría los siguientes importes

máximos, sujetos a la justificación de los costes incurridos por los tres conceptos anteriores.



Si se añade a estos importes la retribución transitoria como gestor de garantías:



Se habilita a MIBGAS al cobro de comisiones a los agentes a partir del 1 de junio de 2020.

Por tanto, durante los ejercicios 2020 y 2021, la diferencia entre los ingresos obtenidos por

el cobro de dichas comisiones y la retribución objetivo, detrayendo las diferencias positivas

acumuladas en ejercicios anteriores, en caso de tener signo negativo, tendrá la

consideración de coste para el sistema gasista.

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Anexo: Análisis del contrato de prestación de servicios con OMIE

1. Análisis realizado por la CNMC

La principal partida de gasto de MIBGAS, S.A. es el contrato de prestación de servicios con

OMIE, que en opinión de la CNMC:

“es muy completo e incluye la práctica totalidad de las tareas que se derivan de las

funciones atribuidas en la regulación al operador del mercado organizado de gas”.

Por tanto, tal y como se analizará en posteriores apartados, numerosos conceptos de gasto

incluidos por MIBGAS, S.A. en sus cuentas anuales de ejercicios precedentes o en su

presupuesto para 2018 no pueden ser retribuibles dado que se trata de servicios ya cubiertos

por este contrato.

Por otra parte, la CNMC realiza una serie de consideraciones sobre los costes de OMIE que

pueden atribuirse al servicio prestado a MIBGAS y el margen que obtiene:

“OMIE no desglosa la partida de gastos entre las distintas fuentes de ingresos

procedentes de "Otras actividades". Si se asume que todos los gastos correspondientes

a "Otras actividades" se asignan al contrato de operación del MIBGAS, se obtendría un

margen del 15%. Alternativamente y de forma más realista, si se reparten los gastos

proporcionalmente a los ingresos (en este caso le corresponderían 724.390 € de gastos

al contrato de operación del MIBGAS), se obtendría un margen del 48% para el contrato

de operación del MIBGAS”.

La CNMC añade que este margen sería del 45% en lo referente a la previsión de costes

remitida por OMIE para el ejercicio 2017.

En conclusión, la CNMC propone un importe máximo de 1.000.000 € para este contrato, dado

que:

“Con este valor, el margen de OMIE, asignando proporcionalmente los costes de "otras

actividades" a los ingresos (ver cuadro "5 5), supondría un margen del 37,3%, pues

626.583€ se asignarían al contrato de operación de MIBGAS. Incluso suponiendo un

sesgo en la estructura de costes hacia el contrato de MIBGAS, el margen asociado sigue

siendo positivo. Por ejemplo, asumiendo que el contrato representa el 80% de los gastos

totales (aunque actualmente supone para OMIE el 57,2% de otros ingresos), el margen

obtenido por OMIE con un contrato de 1 M€ sería del 5%. Como posteriormente se

indicará, ese margen es el que se entiende en esta propuesta como margen a reconocer

para el OPEX en una actividad de estas características”.

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2. Análisis complementario realizado por la Secretaría de Estado de Energía

En la siguiente tabla se comparan los servicios que proporciona el contrato con OMIE con las

funciones asignadas como Operador del Mercado en el artículo 21 del Real Decreto 984/2015,

de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros

a las instalaciones del sistema de gas natural:

FUNCIÓN ASIGNADA POR REAL DECRETO

984/2015

INCLUSIÓN EN CONTRATO DE SERVICIOS CON OMIE

(Cuadro 4 informe CNMC)

a) Formalizar y aceptar la admisión de los posibles

agentes.

Servicios asociados al tratamiento de la información asociada a la

operación de los mercados: “Gestión de los datos de los

agentes…” y Servicios de asesoría en temas jurídicos: “Gestión

del proceso de acceso…”.

b) Definir los productos admitidos a negociación que

serán aprobados mediante Resolución de Mercado.

Servicios de asesoría en temas jurídicos: “Redacción de

documentación de apoyo al mercado…”

c) Recibir las ofertas de venta y de adquisición de gas

y de cuantos otros productos que, eventualmente,

puedan ser negociados, efectuando la verificación y

gestión de las mismas, de acuerdo con las Reglas.

Servicios de operación: Operación del mercado de gas.

d) Casar las distintas ofertas recibidas de acuerdo con

las Reglas.

Servicios de operación: Operación del mercado de gas.

e) Calcular los precios de los productos negociados

para cada Sesión de Negociación, resultantes de las

casaciones en el mercado.

Servicios asociados al tratamiento de la información y las

liquidaciones: Servicios asociados al tratamiento de la

información asociada a la operación de los mercados: “Tareas

relativas al cálculo y publicación de los resultados económicos…”.

f) Garantizar el adecuado funcionamiento de la

Plataforma del Mercado.

Servicios de operación.

g) Informar a los agentes, con la mayor brevedad

posible, de las posibles incidencias o acontecimientos

que pueden afectar al funcionamiento del mercado.

Servicios de operación: atención a agentes.

h) Poner a disposición de los agentes la documentación

asociada al funcionamiento del mercado, en particular

a la Plataforma del Mercado, así como las

modificaciones y nuevas versiones que se publiquen,

con antelación suficiente respecto al momento de su

aplicación.

Servicios de operación: atención a agentes.

Servicios de sistemas de información: Gestión del web público de

MIBGAS y Mantenimiento de aplicaciones auxiliares para el

Mercado del Gas.

i) Publicar diariamente los precios y volúmenes

negociados para cada uno de los productos del

mercado, así como toda la información de carácter

público que se establezca.



información asociada a la operación de los mercados.



Mercado del Gas.

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Servicios, tareas y funciones de interés general: distribución de

contenidos relativos al mercado de gas y MIBGAS.

j) Publicar diariamente los precios de referencia, entre

ellos, aquellos a utilizarse en las liquidaciones de

desbalances.



información asociada a la operación de los mercados.



Mercado del Gas.

Servicios, tareas y funciones de interés general: distribución de

contenidos relativos al mercado de gas y MIBGAS.

k) Comunicar a cada Gestor Técnico del Sistema las

notificaciones resultantes de las transferencias de

titularidad de gas en el Mercado Organizado de Gas

con entrega en el sistema gasista bajo su

responsabilidad, resultado de las ofertas de compra y

venta casadas de los productos con entrega en dicho

sistema.

Servicios de operación: Intercambios de información asociados a

la operación.

l) Comunicar a cada Gestor Técnico del Sistema, o a

las entidades a quienes corresponda, la información

asociada a las transacciones del resto de los productos

negociados, que sea necesaria para el desarrollo de

sus funciones.

Servicios de operación: Intercambios de información asociados a

la operación.

m) Realizar directamente o a través de un tercero,

actuando como contraparte, las liquidaciones de los

procesos de mercado, la facturación y los procesos de

cobros y pagos, así como la gestión de las garantías

del mercado.

Servicios asociados a las tareas de responsable de la liquidación

n) Comunicar y poner a disposición de los agentes los

resultados económicos de sus transacciones.

Servicios asociados a las tareas de responsable de la liquidación

o) Comunicar a las autoridades competentes los

comportamientos contrarios al correcto funcionamiento

del mercado, como la manipulación o tentativa de

manipulación del mercado y la realización de

operaciones con información privilegiada y de las

situaciones que puedan resultar anómalas, siempre

teniendo en cuenta la información a disposición del

Operador del Mercado.

No incluido

p) Elaborar y hacer público el código de conducta del

Operador del Mercado.

Servicios de asesoría en temas jurídicos

q) Garantizar el secreto de la información de carácter

confidencial que le haya sido puesta a su disposición

por los agentes, de acuerdo con las normas aplicables.

Todos los servicios

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ENERGÉTICA Y MINAS

r) Realizar directamente, o a través de un tercero, las

labores de Gestor de Garantías del sistema de gas

natural que se definen en este real decreto

Servicios asociados a la gestión de garantías

s) Cualesquiera otras funciones que se establezcan

normativamente.

No se han asignado funciones adicionales relevantes

Del análisis anterior se deduce que existe sólo una función asignada al Operador del

Mercado que no está incluida en el contrato de servicios con OMIE: la de supervisión del

mercado y comunicación de conductas anticompetitivas.

Por otra parte, puede entenderse que existen una serie de funciones no estrictamente

asignadas en el Real Decreto 984/2015 pero que son inherentes a la gestión de cualquier

actividad empresarial que están igualmente incluidas en el contrato con OMIE:

Recursos humanos y relacionales laborales: incluida en “Servicios, tareas y funciones

de carácter general”.

Contabilidad, administración, facturación: incluida en “Servicios, tareas y funciones de

carácter general”.

Servicios de IT: incluida en “Servicios de sistema de información” y “Servicios de

operación”.

Comunicación: incluida en “Servicios, tareas y funciones de carácter general”.

Servicios administrativos: incluida en “Servicios, tareas y funciones de carácter

general”.

Sin embargo, la totalidad de estas actividades son cubiertas por MIBGAS con personal propio

o contratos de servicios.

Por último, existen una serie de actividades inherentes al mandato incluido en la Ley

8/2015 de desarrollar el mercado organizado de gas hasta que alcance un nivel de

liquidez suficiente y que no están incluidas en el contrato de servicios con OMIE. Son

aquellas tareas más relacionadas con el análisis del funcionamiento del mercado y la

adecuación de sus servicios a las necesidades del sistema gasista, que igualmente son

ejecutadas cubiertas por MIBGAS con personal propio o contratos de servicios.

Coordinación de la actividad del Operador de Mercado y el Gestor de Garantías.

Representación de la empresa en foros especializados del sector gasista.

Prospección comercial entre los agentes del sector gasista.

Análisis del mercado.

En efecto, la propia sociedad MIBGAS, S.A. tiene como objeto social las siguientes actividades:

a) “El desarrollo de un mercado organizado de gas natural.

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b) El desarrollo, gestión económica y determinación de precios de mercados de gas así

como la gestión y liquidación, directa o indirectamente, de las operaciones efectuadas

en estos mercados de gas, ya sean mercados organizados o no organizados,

nacionales o internacionales.

c) El desarrollo de los instrumentos de gestión necesarios para la implantación y

funcionamiento de cualesquiera de los mercados incluidos en el apartado a) anterior,

incluidas las actividades logísticas, de almacenamiento o transporte que el mercado del

gas pueda comportar y, en general, los servicios necesarios o vinculados a los

mercados organizados de gas natural. En todo caso, se excluye la realización directa

de actividades de almacenamiento o transporte de gas natural, que según la legislación

española tienen la condición de actividades reguladas.

d) La realización de estudios y la prestación de servicios de información, análisis y

seguimiento del funcionamiento de cualesquiera de los mercados incluidos en el

apartado a) anterior o de las actividades contempladas en el apartado b) anterior”.

Como se puede observar, la relación de actividades que tiene como objeto social la sociedad

no incluye actividad alguna no analizada en los párrafos precedentes.

3. Conclusiones

Se ha adoptado la conclusión del análisis de la CNMC en lo concerniente al coste

razonable del contrato de servicios suscrito con OMIE, estimado en 1.000.000 euros,

para la construcción de los OPEX que forman parte de la retribución transitoria

definitiva.

Considerando la imposibilidad de renegociar las condiciones de este contrato hasta el

31 de diciembre de 2020 y en aras de facilitar una adaptación gradual, durante el

ejercicio 2020 se reconocerá con carácter excepcional el 100% de la diferencia entre la

cifra del contrato, 1.400.000 euros, y la cifra propuesta por la Comisión, 1.000.000

euros, para reconocer únicamente el 50% en el ejercicio 2021.

Documents

GAS NO CONVENCIONAL - energia.gob.es