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1 Pricing en Gas Pricing 22 de Septiembre de 2011 César Mendoza Hernando Cepsa Gas Comercializadora.

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1 1 Pricing en Gas Pricing 22 de Septiembre de 2011 César Mendoza Hernando Cepsa Gas Comercializadora

2 2 1.Estructuración de ofertas 2.Diferentes modalidades 3.Derivados Financieros 4.Futuro de las ofertas de gas 1.Mercado spot de gas (Mercado Ibérico) 5.Casos Prácticos Índice

3 3 1. Estructuración de Ofertas ¿Qué Demandan Los Clientes Industriales? ¿Quiero una oferta de gas? Año 2003 Mi descuento sobre tarifa es ¿Hay alguna oferta mejor? En el gas poco que rascar Año 2005 Quiere gas, llame a la competencia ¿Hay alguien ahí? A ver como salgo de esta Año 2006 Tener, tengo te envío una formula ¿Pero esto que es? ¿Pero que he firmado? Futuro ¿En que puedo ayudarle? ¿Quiero algo a medida? Esto va como tiene que ir ¿Cuál es su oferta?¿Y yo como me quedo? Año 2004 Mejoro la oferta de la competencia ¿Cuál es la oferta del día? Me voy a a forrar con estos costes

4 4 1. Estructuración de Ofertas Partes de qué consta una oferta de gas natural 1.Coste de materia prima (Cmp)($/MMBTU); (/kWh) Compra a Largo Plazo 1.(a + b* Producto) Compra Spot 1.(Índice Mercado Gas (NBP, TTF, etc))+/- prima 2.Precio Fijo (/MWh; $/MMBTU) 2.Coste de ATRs (/kWh/d/mes); (/kWh) Costes Fijos Ej.: Reserva de Capacidad (/kWh/d/mes) Costes Variables Ej.: T. Variable de Conducción (/kWh)

5 5 1. Estructuración de Ofertas Partes de qué consta una oferta de gas natural 3.Margen Comercial; (/kWh)

6 6 1. Estructuración de Ofertas Presentación Final de una Oferta Estándar al Cliente Final 1.Término Fijo (/kWh/d/mes): Suma de los siguientes conceptos 1.Término Fijo del Peaje de Regasificación (Tfr) + 2.Término Fijo de reserva de Capacidad (Trc) + 3.Término Fijo de Conducción (Tfij) (*) En los clientes de GNL suministrado por cisternas, sólo tendrían: 1.Término Fijo del peaje de carga de GNL en cisternas

7 7 1. Estructuración de Ofertas Presentación Final de una Oferta Estándar a un Cliente Final 2.Término Variable (/kWh): Fórmula Indexada 1.Brent Dated ó 2.Derivados del Brent (Fo, Go, etc) ó 3.Otros índices: Mercados Spot, Precios Fijos, Mixta, etc…

8 8 1. Estructuración de Ofertas Presentación Final de Oferta Estándar a un Cliente Final Ejemplos : 1.Oferta Indexada a Brent Dated: 1.MODELO OFERTA1.docMODELO OFERTA1.doc 2.Oferta Indexada a Brent ICE 1.MODELO OFERTA2.docMODELO OFERTA2.doc 3.Oferta Indexada a Derivados del Brent 1.MODELO OFERTA3.docMODELO OFERTA3.doc 4.Oferta Indexada a un índice de gas 1.MODELO OFERTA4.docMODELO OFERTA4.doc

9 9 2. Diferentes Modalidades ¿Quiero algo a medida? ComercializadoraResultado COMPLICADO PARA EL CLIENTE ¿POR QUÉ?

10 10 2. Diferentes Modalidades 1.Por la Gran Variedad 1.Ofertas Indexadas a distintos tipos de Brent: Dated ICE Valor medio, Valor máximo, etc. 2.Ofertas Indexadas a distintos tipos de Derivados de Brent: Fo (1%); Fo (3,5%); Go (0,1%); Go (0,2%) Distinta procedencia: NW Med 3.Ofertas Indexadas a Índices: NBP TTF

11 11 2. Diferentes Modalidades 1.Por la Gran Variedad 4.Ofertas Indexadas al pool eléctrico: P(/MWh) = a * Pool (P. medio mes) + K 5. Ofertas Indexadas a Precio Fijo 6.Ofertas Mixtas: 50% Precio Fijo Fórmula Cost Plus; Indexación Variable a: Brent Derivados de Brent Índices: NBP, TTF, etc Pool eléctrico 7.Otras ofertas: P. Máximo, Tunel de precios, etc.

12 12 2. Diferentes Modalidades 2.Por la Dificultad del Periodo Temporal Ofertas Indexadas con distintos decalajes de las variables: Producto (a,b,c) a: Promedio de meses a tomar b: número de meses a partir del cuál se aplica el promedio anterior c: número de meses a los cuáles se aplica ese promedio Ej.: Brent Dated (6,0,3); Siendo: La media aritmética de los precios mensuales, expresados en $/barril, del Brent Dated publicados en el Platts Oilgram Price Report o en el Platts nPLCrude, durante los seis meses anteriores al trimestre de aplicación TC (1,-1,1); Siendo: El tipo de cambio USD/Euro para cada mes de aplicación, será aquel correspondiente a la media aritmética, para ese mes dado

13 13 2. Diferentes Modalidades 3.Por la Dificultad en Encontrar las Series Históricas y Valores Futuros Ej.: Brent Dated (6,0,3); Siendo: La media aritmética de los precios mensuales, expresados en $/barril, del Brent Dated publicados en el Platts Oilgram Price Report o en el Platts nPLCrude, durante los seis meses anteriores al trimestre de aplicación TC (1,-1,1); Siendo: El tipo de cambio USD/Euro para cada mes de aplicación, será aquel correspondiente a la media aritmética, para ese mes dado, de los tipos de cambio diarios publicados en la página Web del Banco Central Europeo (ECB), para los días en que dichos tipos de cambio son efectivamente publicados. NBP, TTF Valores publicados en Heren, ICE. Pueden ser valores del índice ó del settlement. https://www.theice.com/marketdata/reports/ReportCenter.shtml?reportId=10 &productId=236&hubId=377

14 14 2. Diferentes Modalidades 4.Por la Dificultad de las Transformaciones unitarias y monetarias Ej.: NBP, Zeebrugge Valores publicados en (p/th) HH Valores publicados en ($/MMBTU)

15 15 2. Diferentes Modalidades Ejemplos: 1.Precio Fijo: FACTURAPRECIOFIJO.pdf 2.Banda de Precios: FACTURABANDADEPRECIOS.pdf 3. Precio Indexado a Índice de gas FACTURAINDICENBP.pdf 4. Factura Completa GN FACTURAGN.pdf 5. Factura Completa GNL FACTURAGNL.pdf

16 16 3. Derivados Financieros Derivado Financiero: Son productos que derivan de otros productos financieros, es decir, los derivados no son más que hipotéticas operaciones que se liquidan por diferencias entre el precio de mercado del subyacente y el precio pactado. Subyacente: En nuestro caso, fórmula de gas Finalidad: Eliminar la incertidumbre que genera la fluctuación del precio del gas natural a futuro ¿Quién lo usa?: Cliente Final Comercializadora: Aprovisionamiento y/u Oferta de Suministro

17 17 3. Derivados Financieros Tipos de Derivados: 1.Swap: Contratos por el que dos partes se comprometen a intercambiar una serie de cantidades de dinero en una fecha futura. Aplicación: Obtención de un precio Fijo, cambios de indexación

18 18 3. Derivados Financieros Ventajas: Fija el Coste de Suministro Completa protección frente a subidas de precios Fácil comparación de ofertas Desventajas: Oportunidad pérdida frente a bajadas de precios Difícil justificación en caso de precio más alto Partícipes: Fixed Price Payer: Pagador Precio Fijo Floating Price Payer Pagador Precio Variable

19 19 3. Derivados Financieros Tipos de Derivados: 2.Opciones: Contrato que da a su comprador, el derecho pero no la obligación, a comprar o vender, a un precio determinado, hasta una fecha concreta. Pagas una prima por dicha opción. Call (Opción de compra) Put (Opción de Venta) Aplicación: Obtención distintas figuras Techo (Cap): Comprar una Opción Call Suelo (Floor): Vender una Opción Put Tunel (Collar): Vender una Opción Put y comprar una opción Call Three-Way: Vender una Opción Put y una Opción Call y comprar otra Opción Call con un strike (nivel) inferior a la anterior

20 20 3. Derivados Financieros Precio Máximo

21 21 3. Derivados Financieros Ventajas: Completa protección frente a subidas de precios Existe beneficio frente a la bajada de precios (no en el caso del precio fijo) Desventajas: Pago de una prima (mayor proximidad al nivel de precio fijo, mayor prima) Partícipes: Comprador de opción Vendedor de opción

22 22 3. Derivados Financieros Banda de Precios

23 23 3. Derivados Financieros Ventajas: Completa protección frente a subidas de precios Prima a pagar siempre inferior al del P. Máximo con niveles de precio semejantes. Prima puede ser cero. Dependiendo el strike (nivel), de la opción Put y de la opción Call Desventajas: Ganancias limitadas, si el precio baja por debajo del precio mínimo Partícipes: Comprador de opción Vendedor de opción

24 24 3. Derivados Financieros Three-Way

25 25 3. Derivados Financieros Ventajas: Cierta protección frente a subidas de precios (siempre descuentos frente a precios iniciales) Cierto movimiento en la bajada de precios (superior a la banda de precios e inferior a la situación inicial) Prima a pagar cero Desventajas: Ganancias limitadas, si el precio sube por encima del strike(nivel) de la opción Call vendida Ganancias limitadas, si el precio baja por debajo del strike(nivel) de la opción Put vendida Partícipes: Comprador de opción Vendedor de opción

26 26 3. Derivados Financieros Otras figuras: Spark Spread Bull Spread Bear Spread

27 27 4. Futuro de las Ofertas de Gas Natural ¿Cuál va a ser el futuro del gas natural en los próximos años ?

28 28 4. Futuro de las Ofertas de Gas Natural Existen algunas hipótesis con más fundamento: Contratos a Largo Plazo siguen indexados a Brent, y mantienen una duración elevada (>10 años), pero los Clientes Industriales demandan indexaciones a índices de gas con mayor frecuencia Se potencia la creación de un mercado interno dentro de la Unión Europea La globalización en todos los sectores es un hecho imparable y creciente Como consecuencia de lo anterior las industrias compiten con compañías ubicadas en otras zonas geográficas con índices de precio gasistas Coexistencia a medio plazo de fórmulas indexadas a productos tradicionales (Brent, Fo, Go, etc), con indexaciones a índices de gas

29 29 4. Futuro de las Ofertas de Gas Natural 1.Mercado Spot de gas (Mercado Ibérico) Empresas españolas no tienen un índice o precio trasparente que les permita compararse con sus competidores europeos Necesidad de un índice de gas español, que pueda servir de referencia y que arbitre con precios europeos Situación actual en la creación del mercado secundario de gas: Hoja de ruta de la CNE (Año 2010): Creación de un mercado secundario en España Informe de la CNE (Junio 2011): Aparece la figura del OMG (Operador del Mercado Gasista) Propuesta de O.M. (Modificación del RD 949), creación de un volumen reservado para este tipo de operaciones en el AOC

30 30 4. Futuro de las Ofertas de Gas Natural 1. Mercado Spot de gas (Mercado Ibérico) Situación actual en la creación del mercado secundario de gas: Fecha inicio tentativa, año 13? Incremento interconexiones con Francia (Open Season): Año 13: Capacidad de transporte en ambos sentidos de 5,5 bcm Año 14: Capacidad de transporte en ambos sentidos de 7,5 bcm (representa un 15% de la demanda de gas en Francia y un 18%de la demanda en España en 2009) Inicio integración mercado de gas europeo: Año 14?

31 31 5. Casos Prácticos 1.Situación de partida a)Precio Contrato a Largo Plazo (Descarga en Terminal de Barcelona) : (Cmp)($/MMBTU) = (0,09 * Brent Dated (603) + 1,4) Cmp ($/MWh) = (0,09 * Brent Dated (603) + 1,4)/0,293,071 Cmp (/MWh) = (0,307 * Brent Dated (603) + 4,7770)/TC (3,0,3) b) Precio Contrato a Corto Plazo (Ej. Importación a través de Larrau) : Cmp (/MWh) = TTF + 1,75 Ó Cmp (p/th) = NBP + 4,36 Cmp (/MWh) = (NBP +4,36) / 0,85 L/ * 0, MWh/th * 100 p/L = Cmp (/MWh) = 0,4014 * NBP (p/th) + 1,75

32 32 5. Casos Prácticos Conducción:UnidadTfUnidadTv 1.1 /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, /mes 2,23 /kWh 0, /mes 5,11 /kWh 0, /mes 47,91 /kWh 0, /mes 71,53 /kWh 0, /kWh/d/mes 0, /kWh 0, bis /kWh/d/mes 0, /kWh 0, bis /kWh/d/mes 0, /kWh 0, T1 /mes 4,09 /kWh 0, T2 /mes 8,33 /kWh 0, Grupo 1 (P>60 bar) Grupo 2 (4 bar

33 33 5. Casos Prácticos 2. El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato a Largo Plazo a)Cliente de GN (Grupo 2.5) Término Fijo: T. Fijo Regas. + R. Capacidad + T. Fijo Conducc.(2.5) Término Fijo (/MWh/d/m): 17, , ,466 = 60,371 Término Variable: Cmp + Peajes + Margen Comercial Cmp (/MWh): (0,307 * Brent Dated (603) + 4,7770)/TC (3,0,3) Peajes: T. Var Regas.+ T. Var Conducc.(2.5) + Buques + Almac. GNL + mermas + AASS Peajes (/MWh): 0, ,868 + F.(gestión) Margen Comercial: F.(competencia) Término Variable (/MWh): 0,971+¿x?+ (0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303)

34 34 5. Casos Prácticos 2. El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato Spot b)Cliente de GN (Grupo 2.5) Término Fijo: R. Capacidad + T. Fijo Conducc.(2.5) Término Fijo (/MWh/d/m): 9, ,466 = 43,048 Término Variable: Cmp + Peajes + Margen Comercial Cmp (/MWh): TTF + 1,75 Peajes: T. Var Regas.+ T. Var Conducc.(2.5) + mermas + AASS Peajes (/MWh): 0,868 + F.(gestión) Margen Comercial: F.(competencia) Término Variable (/MWh): 0,868+¿x?+ (TTF + 1,75)

35 35 5. Casos Prácticos 2. El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato a Largo Plazo a)Cliente de GNL Término Fijo: T. Fijo Carga cisternas Término Fijo (/MWh/d/m): 25,444 Término Variable: Cmp + Peajes + Margen Comercial Cmp (/MWh): (0,307 * Brent Dated (603) + 4,7770)/TC (3,0,3) Peajes: T. Variable Cisternas + Buques + Almac. GNL + mermas + AASS Peajes (/MWh): 1,381 + F.(gestión) Margen Comercial: F.(competencia) Término Variable (/MWh): 1,381+¿x?+ (0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303)

36 36 5. Casos Prácticos 2.El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato Spot b) Cliente de GNL Término Fijo: T. Fijo Carga cisternas Término Fijo (/MWh/d/m): 25,444 Término Variable: Cmp + Peajes + Margen Comercial Cmp (/MWh): TTF + 1,75 Peajes: T. Variable Cisternas + Buques + Almac. GNL + mermas + AASS Peajes (/MWh): 1,381 + F.(gestión) Margen Comercial: F.(competencia) Término Variable (/MWh): 1,381+¿x?+ (TTF + 1,75)

37 37 5. Casos Prácticos 3.¿Cómo cambiar fórmulas indexadas a Brent, a otros productos o precios, mediante Derivados Financieros? Situación Inicial: P(/MWh): 2,35 + (0,307 * Brent Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) Opciones: 1.Precio Fijo 2.Indexación a Índice de Gas Spot (TTF) 3.Cambiar la pendiente del Brent Dated de la fórmula de partida

38 38 5. Casos Prácticos 1. Precio Fijo Compra de un Swap de Subyacente (Fórmula Brent) PeriodoVolumen (MWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

39 39 5. Casos Prácticos 1. Precio Fijo PeriodoBrent Dated ($/bbl) (603) TC($/)TC($/) (303) Fórmula (/MWh): ( 0,307 * Brent Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) Jul-11116,88 Ago-11110,37 Sep-11115,69 Oct-11114,121,42 Nov-11113,441,43 Dic-11113,051,43 Ene-12112,61113,921,421,4327,84 Feb-12112,42113,921,421,4327,84 Mar-12112,24113,921,421,4327,84 Abr-12112,01112,981,42 27,79 May-12111,82112,981,42 27,79 Jun-12111,61112,981,42 27,79 Jul-12111,41112,121,42 27,66 Ago-12111,15112,121,411,4227,66 Sep-12110,85112,121,411,4227,66 Oct-12110,59111,481,41 27,57 Nov-12110,31111,481,41 27,57 Dic-12110,04111,481,41 27,57

40 40 5. Casos Prácticos 1. Precio Fijo 27,72

41 41 5. Casos Prácticos 1.Precio Fijo: (Promedio ene-12/dic12) + 2,35 = 30,07 /MWh 27,72

42 42 5. Casos Prácticos 2. Indexación a Índice de gas (TTF) Compra de un Swap de Subyacente (Fórmula Brent) Venta de un Swap de Subyacente (TTF) PeriodoVolumen (MWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

43 43 5. Casos Prácticos 2. Indexación a Índice de gas (TTF) PeriodoBrent Dated ($/bbl) (603) TC($/)TC($/) (303) Fórmula (/MWh): ( 0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) TTF (/MWh) Jul-11116,88 Ago-11110,37 Sep-11115,69 Oct-11114,121,42 Nov-11113,441,43 Dic-11113,051,43 Ene-12112,61113,921,421,4327,8428,00 Feb-12112,42113,921,421,4327,8427,88 Mar-12112,24113,921,421,4327,8426,98 Abr-12112,01112,981,42 27,7926,53 May-12111,82112,981,42 27,7926,40 Jun-12111,61112,981,42 27,7929,19 Jul-12111,41112,121,42 27,6626,62 Ago-12111,15112,121,411,4227,6626,69 Sep-12110,85112,121,411,4227,6627,52 Oct-12110,59111,481,41 27,5728,18 Nov-12110,31111,481,41 27,5727,77 Dic-12110,04111,481,41 27,5728,01

44 44 5. Casos Prácticos 2. Indexación a Índice de gas (TTF) 0,48 27,23 27,72

45 45 5. Casos Prácticos 2. Indexación a TTF: F. Brent (/MWh) = TTF + 0,48 + 2,35 = TTF + 2,83

46 46 5. Casos Prácticos 3.Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) Compra de un Swap de Subyacente (Fórmula Brent pendiente actual) Venta de un Swap de Subyacente (Fórmula Brent pendiente deseada) PeriodoVolumen (MWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

47 47 5. Casos Prácticos 3.Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) PeriodoBrent Dated ($/bbl) (603) TC($/)TC($/) (303) Fórmula (/MWh): ( 0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) Fórmula (/MWh): ( 0,270 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) Jul-11116,88 Ago-11110,37 Sep-11115,69 Oct-11114,121,42 Nov-11113,441,43 Dic-11113,051,43 Ene-12112,61113,921,421,4327,8424,89 Feb-12112,42113,921,421,4327,8424,89 Mar-12112,24113,921,421,4327,8424,89 Abr-12112,01112,981,42 27,7924,84 May-12111,82112,981,42 27,7924,84 Jun-12111,61112,981,42 27,7924,84 Jul-12111,41112,121,42 27,6624,73 Ago-12111,15112,121,411,4227,6624,73 Sep-12110,85112,121,411,4227,6624,73 Oct-12110,59111,481,41 27,5724,66 Nov-12110,31111,481,41 27,5724,66 Dic-12110,04111,481,41 27,5724,66

48 48 5. Casos Prácticos 3. Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) 2,94 24,78 27,72

49 49 5. Casos Prácticos 3. Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) F. Brent (0,397) = F. Brent (0,7) + 2,94 P(/MWh) = 2,35 + 2,94 + (0,270*B. Dated(603))/TC(303)

50 50 5. Casos Prácticos 4.Ejercicio Propuesto: Indexación a NBP Compra de un Swap de Subyacente (Fórmula Brent pendiente actual) Venta de un Swap de Subyacente (NBP) PeriodoVolumen (MWh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

51 51 5. Casos Prácticos 4. Indexación a Índice de gas (NBP) PeriodoBrent Dated ($/bbl) (603) TC($/ ) TC($/ ) (303) Fórmula (/MWh): ( 0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) NBP (p/th) TC(L/)NBP (/MWh ) Jul-11116,88 Ago-11110,37 Sep-11115,69 Oct-11114,121,42 Nov-11113,441,43 Dic-11113,051,43 Ene-12112,61113,921,421,4327,8428,000,87829,49 Feb-12112,42113,921,421,4327,8427,880,87829,21 Mar-12112,24113,921,421,4327,8426,980,87828,49 Abr-12112,01112,981,42 27,7926,530,87826,28 May-12111,82112,981,42 27,7926,400,87825,71 Jun-12111,61112,981,42 27,7929,190,87825,39 Jul-12111,41112,121,42 27,6626,620,87725,38 Ago-12111,15112,121,411,4227,6626,690,87725,68 Sep-12110,85112,121,411,4227,6627,520,87725,54 Oct-12110,59111,481,41 27,5728,180,87726,66 Nov-12110,31111,481,41 27,5727,770,87727,87 Dic-12110,04111,481,41 27,5728,010,87729,11

52 52 5. Casos Prácticos 4. Indexación a Índice de gas (NBP) 27,07 27,720,65

53 53 5. Casos Prácticos 4. Indexación a NBP: F. Brent (/MWh) = NBP (/MWh) + 0,65 + 2,35 = NBP + 3

54 54 Notas sobre los Futuros (I) ContractBidAsk/OfferMidVolume Oct-1164,3064,4564, Nov-1172,1072,2572, Dic-1175,4075,6075, Ene-1276,5076,7076, Feb-1276,1076,3076, Mar-1273,8074,0073, Abr-1267,2567,3567, May-1266,3066,4066, Jun-1265,5065,6065, Bid: El máximo precio al cuál los compradores están dispuestos a pagar Ask/Offer: El mínimo precio al cuál los vendedores están dispuestos a recibir En la práctica, cuando compras un Swap, lo haces al precio Offer y cuando vendes un Swap, recibes un precio Bid

55 55 Notas sobre los Futuros (II) Ejemplo de retribución de un Swap Datos de partida: Fórmula/Subyacente (/MWh): (0,307*Brent Dated(603) + 4,7770)/TC(303) Precio Swap Comprado (/MWh): 27,72 Resultado real en un mes (Ej. Mar-12): Precio Real Fórmula (/MWh): 28,00 El comprador del swap recibe: (28,00 – 27,72) = 0,28 /MWh (contrato por diferencias) Resultado real en un mes (Ej. May-12): Precio Real Fórmula (/MWh): 27,00 El comprador del swap paga: (27,72 – 27,00) = 0,72 /MWh (contrato por diferencias)

56 56 Notas sobre los Futuros (III) Ejemplo de Contratos Contrato Físico: EFET EFET.doc Contrato Financiero: ISDA ISDA.pdf

57 57 Muchas Gracias


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