Boletines de Gas - Enero 2018

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent repuntan 8,6%, frenados por una revalorización interanual del Tipo de Cambio US$/€ (+3,9%), efecto subida neta media de (+2,0%) en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. Por su parte, los Futuros interanuales del gas NYMEX también se disparan en invierno por la mayor demanda (olas de frio) un (+4,5%) con una curva forward que anticipa una fuerte corrección estacional después del invierno.

El accidente ocurrido el 12 de diciembre en una estación de gas en Austria (Terminal de Baumgarten, al este de Viena, del consorcio petrolero austriaco OMV) sigue afectando con fuertes volatilidades en todos los hubs de gas europeos. El centro de distribución de Baumgarten, una infraestructura inaugurada en 1959, recibe anualmente unos 40.000 millones de metros cúbicos de gas y lo redistribuye a otros lugares de Europa, incluidos Alemania y el norte de Italia.

Los futuros interanuales del DATED Brent se han disparado de 61,8 a 67,1 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio han mejorado de 1,1893 a 1,2359 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,79 a 2,92 US$/MMBtu, esperando un suelo de 2,7 en verano.

Todos los futuros del crudo y los productos refinados (derivados del petróleo) muestran un perfil en backwardation. Los precios del gas muestran un perfil estacional con perfil estable a medio plazo (2018) y bajista a largo plazo (2019).

A medio y largo plazo (2018-2020) el euro frente al dólar sigue mostrando una fuerte revalorización pudiendo alcanzar un target de 1,26 US$/€ a finales 2018, luego 1,28 a finales 2019 y 1,30 a finales de 2020. Esto sin duda nos ofrece una posibilidad de mitigación de las subidas esperadas de los derivados del petróleo que inciden en los precios de los contratos de suministro de gas. Interesante para hacer coberturas en cuanto se alcancen esos objetivos.

Los precios del Mercado Ibérico de Gas (España/Portugal) MIBGAS, producto day-ahead, habían caído progresivamente en verano, pasando de 17,94 €/MWh (May) a 17,63 (Jun) a 16,80 (Jul) a 16,5 (Ago) pero habían rebotado en (Sep) alcanzando 17,6, y ha seguido repuntando en (Oct) a 21,0, en (Nov) a 23,7 y en (Dic) 26,1 (valores estimados según todos los días cotizados). La subida en diciembre supone un incremento de +10,1% (+2,4 €/MWh) respecto noviembre.

Para Enero se anticipa una corrección a la baja del -15,4%  (-4,0 €/MWh) cotizando media acumulada 22,1 €/MWh en lo que llevamos de mes. Desde luego, los precios del Hub de gas ibérico no están siguiendo la senda de otros hubs.

En cuanto a los contratos del month-ahead (Futuro para el mes siguiente) ha mejorado la liquidez, pero sigue siendo inferior a la de junio:

  • Jun 2017: ha tenido 18 días de actividad en May, con un precio futuro medio igual a 17,88 €/MWh, máximo 18,4 y mínimo de 17,52.
  • Jul 2017: ha tenido 6 días de actividad en Jun, con un precio futuro medio igual a 17,59, máx 17,95 y mín de 17,10.
  • Ago 2017: ha tenido 13 días de actividad en Jul, con un precio futuro medio igual a 17,17, máx 17,72 y mín 16,80.
  • Sep 2017: ha tenido 9 días de actividad en Ago, con un precio futuro medio igual a 17,68, máx 18,40 y mín 16,95.
  • Oct 2017: ha tenido sólo 6 días de actividad, en Sep, con un precio futuro medio de 18,82, máx 19,25 y mín 18,53.
  • Nov 2017: ha tenido 13 días de actividad, en Oct, con un precio futuro medio de 23,10, máx 24,86 y mín 21,0.
  • Dic 2017: ha tenido 14 días de actividad, en Nov, con un precio futuro medio de 24,71, máx 26,37 y mín 22,9.
  • Ene 2018: ha tenido 13 días de actividad, con un precio futuro medio de 27,0, máx 28,38 y mín 24,91.
  • Feb 2018: ha tenido 8 días de actividad en lo que llevamos de mes, marcando un precio futuro máximo de 25,25 €/MWh después de Nochevieja, pero desde entonces sigue cayendo hasta 22,8 €/MWhÔǪ sin tocar fondo.

La menor utilización de gas por parte de las plantas de ciclos combinados (CCGTs) para satisfacer la demanda en el mercado eléctrico supone excedentes de gas de traders que tratan de colocarlos en el mercado secundario de gas, para minimizar impacto de cláusulas ToP (Take-or-Pay).

La media acumulada del MIBGAS en 2016 cerró a  17,2 €/MWh, con fuertes subidas hasta fin de año.  La media en 2017 ha subido a 20,9 €/MWh, un 22% (+3,8 €/MWh). La tendencia alcista en enero 22,1 debería alertar a las autoridades supervisoras y reguladoras.

La incertidumbre que más podría afectar los precios del gas en España son los del Tipo de Cambio €/US$, si éstos llegasen a caer por debajo de 1,15 US$/€. Está fluctuando alrededor de 1,22 a medio plazo con fuerte tendencia alcista.

La figura de market-maker en Mibgas  se sigue notando, aumentando confianza y liquidez en transacciones a un mes vista. El efecto de mayor demanda (mayor actividad industrial y mayor demanda doméstica por uso de calefacción) durante el invierno puede estar afectando los balances de gas a corto plazo, pero no es motivo suficiente para justificar una especulación con un coste de oportunidad tan elevado.

Los agentes siguen esperando que coticen trimestres o balances de trimestres o de año, y que el HUB de gas secundario evolucione a un mercado organizado con futuros a medio plazo (anual) para que podamos disponer de un precio de referencia eficiente, y así poder asimilar contratos de suministro de gas indexados al MIBGAS. No obstante, ya se empiezan a ofertar valientemente contratos de este tipo.

Las tarifas de acceso de terceros a la red de gas se vuelven a mantener en 2018, excepto la tarifa temporal del gas para uso como materia prima, que vuelve a subir, esta vez un 5,08% y desaparecerá a finales de este año. A partir de Ene 2019 dichos consumidores deberán acogerse al ATR que les corresponda por nivel de presión y consumo anual.

El FEE de remuneración del Operador del Mercado (MIBGAS) se mantiene en 3,92 Millones €.

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