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

Índice Estructuración de ofertas Diferentes modalidades Derivados Financieros Futuro de las ofertas de gas Mercado spot de gas (Mercado Ibérico) Casos Prácticos

¿Qué Demandan Los Clientes Industriales? 1. Estructuración de Ofertas ¿Qué Demandan Los Clientes Industriales? ¿Quiero una oferta de gas? ¿Cuál es su oferta? ¿Y yo como me quedo? Año 2003 Mi descuento sobre tarifa es ¿Hay alguna oferta mejor? En el gas poco que rascar Año 2004 Mejoro la oferta de la competencia ¿Cuál es la oferta del día? Me voy a a forrar con estos costes 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

1. Estructuración de Ofertas Partes de qué consta una oferta de gas natural Coste de materia prima (Cmp)($/MMBTU); (€/kWh) Compra a Largo Plazo (a + b* Producto) Compra Spot (Índice Mercado Gas (NBP, TTF, etc))+/- prima Precio Fijo (€/MWh; $/MMBTU) Coste de ATR’s (€/kWh/d/mes); (€/kWh) Costes Fijos Ej.: Reserva de Capacidad (€/kWh/d/mes) Costes Variables Ej.: T. Variable de Conducción (€/kWh)

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

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

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

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

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

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

2. Diferentes Modalidades Por la Gran Variedad 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 Otras ofertas: P. Máximo, Tunel de precios, etc.

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

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. http://www.ecb.int/stats/eurofxref/. 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

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)

2. Diferentes Modalidades Ejemplos: Precio Fijo: FACTURAPRECIOFIJO.pdf 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

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

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

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”

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

3. Derivados Financieros Precio Máximo

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

3. Derivados Financieros Banda de Precios

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

3. Derivados Financieros Three-Way

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

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

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

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

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

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?

Precio Contrato a Largo Plazo (Descarga en Terminal de Barcelona) : 5. Casos Prácticos Situación de partida 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/€ * 0,0293071 MWh/th * 100 p/L = Cmp (€/MWh) = 0,4014 * NBP (p/th) + 1,75

5. Casos Prácticos Grupo 1 (P>60 bar) Conducción: Unidad Tf Tv 1.1 €/kWh/d/mes 0,030528 €/kWh 0,000748 1.2 0,027273 0,000603 1.3 0,025314 0,000543 2.1 0,223530 0,001709 2.2 0,060670 0,001363 2.3 0,039724 0,001103 2.4 0,036402 0,000990 2.5 0,033466 0,000868 2.6 0,030783 0,000753 3.1 €/mes 2,23 0,025451 3.2 5,11 0,019380 3.3 47,91 0,013818 3.4 71,53 0,011075 3.5 0,052344 0,001356 2.2 bis 0,116700 0,002621 2.3 bis 0,089600 0,002492 T1 4,09 0,04875816 T2 8,33 0,04268716 Grupo 1 (P>60 bar) Grupo 2 (4 bar<P<60 bar) Grupo 3 (P<4 bar)

2. El cliente demanda una oferta de gas 5. Casos Prácticos 2. El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato a Largo Plazo Cliente de GN (Grupo 2.5) Término Fijo: T. Fijo Regas. + R. Capacidad + T. Fijo Conducc.(2.5) Término Fijo (€/MWh/d/m): 17,323 + 9,582 + 33,466 = 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): 0,103 + 0,868 + F.(gestión) Margen Comercial: F.(competencia) Término Variable (€/MWh): 0,971+¿x?+ (0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303)

2. El cliente demanda una oferta de gas 5. Casos Prácticos 2. El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato Spot Cliente de GN (Grupo 2.5) Término Fijo: R. Capacidad + T. Fijo Conducc.(2.5) Término Fijo (€/MWh/d/m): 9,582 + 33,466 = 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)

2. El cliente demanda una oferta de gas 5. Casos Prácticos 2. El cliente demanda una oferta de gas Indexada a un Cmp de Contrato a Largo Plazo 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)

El cliente demanda una oferta de gas 5. Casos Prácticos 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)

Indexación a Índice de Gas Spot (TTF) 5. Casos Prácticos ¿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: Precio Fijo Indexación a Índice de Gas Spot (TTF) Cambiar la pendiente del Brent Dated de la fórmula de partida

5. Casos Prácticos 1. Precio Fijo Compra de un Swap de Subyacente (Fórmula Brent) Periodo Volumen (MWh) Ene-12 10.000 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12

Fórmula (€/MWh): (0,307 * Brent Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) 5. Casos Prácticos 1. Precio Fijo Periodo Brent Dated ($/bbl) (603) TC($/€) TC($/€) (303) Fórmula (€/MWh): (0,307 * Brent Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) Jul-11 116,88 Ago-11 110,37 Sep-11 115,69 Oct-11 114,12 1,42 Nov-11 113,44 1,43 Dic-11 113,05 Ene-12 112,61 113,92 27,84 Feb-12 112,42 Mar-12 112,24 Abr-12 112,01 112,98 27,79 May-12 111,82 Jun-12 111,61 Jul-12 111,41 112,12 27,66 Ago-12 111,15 1,41 Sep-12 110,85 Oct-12 110,59 111,48 27,57 Nov-12 110,31 Dic-12 110,04

5. Casos Prácticos 1. Precio Fijo 27,72

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

2. Indexación a Índice de gas (TTF) 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) Periodo Volumen (MWh) Ene-12 10.000 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12

Fórmula (€/MWh): (0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) 5. Casos Prácticos 2. Indexación a Índice de gas (TTF) Periodo Brent Dated ($/bbl) (603) TC($/€) TC($/€) (303) Fórmula (€/MWh): (0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) TTF (€/MWh) Jul-11 116,88 Ago-11 110,37 Sep-11 115,69 Oct-11 114,12 1,42 Nov-11 113,44 1,43 Dic-11 113,05 Ene-12 112,61 113,92 27,84 28,00 Feb-12 112,42 27,88 Mar-12 112,24 26,98 Abr-12 112,01 112,98 27,79 26,53 May-12 111,82 26,40 Jun-12 111,61 29,19 Jul-12 111,41 112,12 27,66 26,62 Ago-12 111,15 1,41 26,69 Sep-12 110,85 27,52 Oct-12 110,59 111,48 27,57 28,18 Nov-12 110,31 27,77 Dic-12 110,04 28,01

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

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

3. Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) 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) Periodo Volumen (MWh) Ene-12 10.000 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12

3. Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) 5. Casos Prácticos 3. Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) Periodo Brent 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-11 116,88 Ago-11 110,37 Sep-11 115,69 Oct-11 114,12 1,42 Nov-11 113,44 1,43 Dic-11 113,05 Ene-12 112,61 113,92 27,84 24,89 Feb-12 112,42 Mar-12 112,24 Abr-12 112,01 112,98 27,79 24,84 May-12 111,82 Jun-12 111,61 Jul-12 111,41 112,12 27,66 24,73 Ago-12 111,15 1,41 Sep-12 110,85 Oct-12 110,59 111,48 27,57 24,66 Nov-12 110,31 Dic-12 110,04

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

3. Indexación a nueva pendiente de Brent (0,270) 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)

4. Ejercicio Propuesto: Indexación a NBP 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) Periodo Volumen (MWh) Ene-12 10.000 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12

Fórmula (€/MWh): (0,307 * B.Dated (603)+ 4,7770)/ TC(303) 5. Casos Prácticos 4. Indexación a Índice de gas (NBP) Periodo Brent 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-11 116,88 Ago-11 110,37 Sep-11 115,69 Oct-11 114,12 1,42 Nov-11 113,44 1,43 Dic-11 113,05 Ene-12 112,61 113,92 27,84 28,00 0,878 29,49 Feb-12 112,42 27,88 29,21 Mar-12 112,24 26,98 28,49 Abr-12 112,01 112,98 27,79 26,53 26,28 May-12 111,82 26,40 25,71 Jun-12 111,61 29,19 25,39 Jul-12 111,41 112,12 27,66 26,62 0,877 25,38 Ago-12 111,15 1,41 26,69 25,68 Sep-12 110,85 27,52 25,54 Oct-12 110,59 111,48 27,57 28,18 26,66 Nov-12 110,31 27,77 27,87 Dic-12 110,04 28,01 29,11

4. Indexación a Índice de gas (NBP) 5. Casos Prácticos 4. Indexación a Índice de gas (NBP) 27,72 0,65 27,07

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

Notas sobre los Futuros (I) Contract Bid Ask/Offer Mid Volume Oct-11 64,30 64,45 64,375 100.000 Nov-11 72,10 72,25 72,175 Dic-11 75,40 75,60 75,500 Ene-12 76,50 76,70 76,600 Feb-12 76,10 76,30 76,200 Mar-12 73,80 74,00 73,900 Abr-12 67,25 67,35 67,300 May-12 66,30 66,40 66,350 Jun-12 65,50 65,60 65,550 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

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)

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

Muchas Gracias