Boletines de Gas - Diciembre 2019

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent vuelven a subir un poco más (+2,7%), frenados por revalorización del Tipo de Cambio US$/€ interanual del +1,6%, efecto caída neta media de -0,5% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En sentido más contundente y en plena entrada de la estación invernal, los Futuros interanuales del gas NYMEX pierden -11,2% por la mayor oferta de gas. Asimismo, el precio interanual del gas en MIBGAS vuelve a caer pero este mes con más contundencia (-10,9%), lo cual se está notando en el mercado eléctrico en DIC y a medio y largo plazo, propagándose en futuros hasta el año 2026.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han subido de 59,7 a 61,3 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1129 a 1,1305 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,57 a 2,28 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS cae de 16,0 a 14,3 €/MWh (Nov 2019 – Oct 2020).

El euro frente al dólar americano sube target a 1,1138 US$/€, 1,1362 y 1,1637 a finales de 2019, 2020 y 2021, respectivamente.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha seguido una tendencia bajista desde SEP 2018 (cerró a 29,08), exceptuando leve subida en JUL 2019 +5,1% (+0,7 €/MWh), tocando suelo en SEP 2019 al nivel de 11,94 €/MWh. Es decir, en un año ha llegado a caer 17 €/MWh, algo impensable hace unos años. Esto es lo que puede estar motivando una corrección de peajes (tarifas ATR) en el sector gasista.

  • OCT 2019 sube a 12,72 €/MWh (+0,78 €/MWh, +6,5%) respecto a SEP. La subida de OCT es realmente inferior en -0,27 €/MWh (-2,1%) respecto a la previsión de hace un mes (12,99).
  • NOV 2019 ha repuntado hasta alcanzar al cierre 14,22 (+1,5 €/MWh, +11,8%) respecto OCT.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de DIC, se anticipa una brutal caída a 13,42 €/MWh. Así, el cuarto trimestre del año (Q4) se espera cierre a un nivel medio de 13,45 €/MWh.

En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (Futuro para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada:

  • SEP 2019: ha cotizado 20 días, marcando máximo 13,5 €/MWh, medio 12,8 y mínimo 12,3.
  • OCT 2019: ha cotizado 20 días, marcando máximo 16,1 €/MWh, medio 14,3 y mínimo 13,2.
  • NOV 2019: ha cotizado 22 días, marcando máximo 17,2 €/MWh, medio 16,3 y mínimo 13,4.
  • DIC 2019: ha cotizado 21 días, marcando máximo 16,2 €/MWh, medio 15,6 y mínimo 15,0.
  • ENE 2020: ha tenido 6 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 11), marcando máximo 15,8 €/MWh, medio 14,9 y mínimo 14,0.

Como ya vimos, el precio medio del MIBGAS en 2018 repuntó a 24,5 €/MWh, un +16,4% (+3,4 €/MWh) respecto 2017 (21,0 €/MWh). La previsión de cierre medio del 2019 cae otra vez  a 15,5 €/MWh, una bajada de -8,9 €/MWh (-36,7%) respecto 2018. Por tanto, el gas de 2019 está en BACKWARDATION respecto 2018, cayendo sorprendentemente inclusive por debajo de medias de 2017 y 2016. Cabe reconocer que esta gran caída del gas ya se está propagando al mercado eléctrico en España, si bien frenada por la confluencia de la reaplicación de las tasas de generación tanto a los ingresos (ventas electricidad) como a los gastos (compras gas) desde el pasado mes de abril y al escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2. Hay que tener dos dedos de frente para obligar a internalizar el sobrecoste ambiental a las plantas térmicas en sus costes variables mientras se sigue incentivando a las renovables con primas reguladas y excepcionalidades en los peajes. Ambas medidas pueden considerarse leoninas para el consumidor, especialmente porque nunca se ha elevado a consulta pública (democrática) esa obligación de pago del consumidor establecida por los políticos europeos, transpuesta a ciegas por nuestros políticos y reguladores. Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente ese sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas.

Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP referidos al índice del MIBGAS, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:

  • Futuro NOV 2019 ha cotizado desde 1 AGO hasta 31 OCT registrando un Max, Med y Min de 20,1, 17,4 y 13,4 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro DIC 2019 ha cotizado desde 2 SEP hasta 29 NOV registrando un Max, Med y Min de 21,5, 17,8 y 15,0 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro cuarto trimestre (Q4 2019) ha cotizado desde 1 Oct 2018 hasta 27 SEP 2019, entre 16,0 y 28,2, media 21,8.
  • Futuro ENE 2020 lleva cotizando desde 1 OCT hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 20,9, 17,9 y 14,0 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, media 22,5.
  • Futuro Año 2020 ha venido cotizando desde 2 Ene 2018, entre 14,6 y 25,3, y media que ha bajado a 20,5.
  • Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 16,6 y 22,7, y media que también ha bajado a 20,0.

Como ya sabéis, el Impuesto Especial sobre Hidrocarburos y el Impuesto sobre la Venta de Producción de Energía Eléctrica estaban suspendidos temporalmente por seis meses hasta inicios de Abril 2019. Al no extenderse la suspensión, los precios del mercado eléctrico se esperaba que repuntasen pero ese efecto ha sido absorbido por la caída de los precios del gas.

Respecto a las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) de gas para Enero 2020, de momento se mantienen invariantes, pero igual es un mero espejismo ya que sigue planeando a punto de aterrizar la nueva metodología contraria a la ortodoxia racional económica, queriendo mantener la estructura de los gastos (remuneración de las actividades de distribución y transporte) pero tratando la recaudación de ingresos sin discriminar el nivel de presión del gas, es decir, sin tener en cuenta las mermas o pérdidas de las redes de gasoductos. Esto sin duda podría suponer un sobrecoste (castigo) a aquellas industrias que han invertido para conectarse a un nivel de presión de transporte para tener mayor garantía de suministro y evitar pérdidas de presión en redes de distribución. A la vez, se premiaría a los consumidores que se han conectado a la red en baja presión con inversiones mínimas (irrisorias). Esta medida realmente podría dar lugar al abaratamiento de los peajes a plantas de Ciclo Combinado (CCGT), lo cual podría evitar su desmantelamiento y riesgo de deslocalización geográfica (sobran CCGT’s en España) a la vista del exceso de capacidad instalada de todas las tecnologías en España, tanto térmicas como renovables. La única que tiene riesgo de cierre es la tecnología de mayor eficiencia energética: la cogeneración, y sigue esperando una política energética-industrial que incentive planes de renovación. La cogeneración aporta mayor garantía de potencia ahí donde más se necesita, en redes de media tensión, al lado de la demanda, sin recibir ese incentivo por la regulación frecuencia-potencia y tensión-reactiva, aliviando y/o evitando congestiones inclusive colapsos en las redes eléctricas.

Se anticipa una subida del peaje de regasificación para 2020. Todas las subidas se podrían estar disfrazando con una bajada de peajes al sector doméstico. ¿Si se bajase la remuneración de las actividades reguladas, a través de una bajada de peajes, entonces de dónde se va a compensar el déficit de actividades reguladas del sector gasista?. Ya veremos si la eventual nueva metodología se traduce en bajadas de tarifas ATR a todos los consumidores finales a largo y muy largo plazo.

Se recomienda ir optimizando la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, ya que el término de capacidad dejará de facturarse con el modo de facturación tipo 2  (banda del 85%-105%) y se pagará la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando onerosamente los excesos de Qd (5 veces a un precio mayor que el de capacidad). Se prevé un ajuste medio del 10% al alza en la Qd si se elimina el MF2. Gran subida enmascarada en la parte fija. Habrá que renegociar con lupa (y mucha astucia) los costes repercutidos al Término de Capacidad. “No es café para todos”.

Dependiendo del tipo de contrato de suministro de gas, las comercializadoras están en su derecho de externalizar una subida adicional de las tasas portuarias, de descarga y de mercancías, que podría aplicarse a inicios de 2020.

Debemos seguir atentos a la oleada de cambios regulatorios.

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