Boletines de Gas - Marzo 2020

Se hunden los Futuros interanuales del crudo DATED Brent perdiendo (-29%), y el Tipo de Cambio US$/€ interanual mejora un +3%, efecto bajada neta media de -15% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En sentido contrario, los Futuros interanuales del gas NYMEX aumentan +3,2%, si bien con presión bajista. El precio interanual del gas en MIBGAS prácticamente se mantiene estable (-0,2%), lo cual se está notando en el mercado eléctrico a corto y medio plazo, propagándose en futuros hasta el año 2027.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han caído de 55,7 a 39,3 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,098 a 1,1318 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,07 a 2,133 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS se mantiene alrededor de 11,2 €/MWh (Feb 2020-Ene 2021).

El euro frente al dólar americano mejora target a 1,1397 y 1,1525 US$/€ a finales de 2020 y 2021, respectivamente.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha seguido una tendencia bajista en FEB 2020, cayendo a 9,86 €/MWh (-1,83 €/MWh, -15,6%) respecto ENE 2020. Recordemos que este es un índice de precios de balances de gas, no es un mercado primario de aprovisionamiento, pero puede llegar a aprovecharse como tal (parcial o totalmente para un cogenerador o fábrica) si la regulación facilitase la adquisición de gas a los grandes consumidores.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de MAR 2020, se anticipa una caída a 9,1 €/MWh. Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 11,0 €/MWh. Dicho nivel sería inferior al de la media de 2019, que ha sido de 15,36 €/MWh.

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

  • ENE 2020: ha cotizado 17 días, marcando máximo 15,8 €/MWh, medio 13,8 y mínimo 11,8. Dado que el Mercado Secundario cerró en 11,7, el contado ha convergido al valor mínimo del futuro.
  • FEB 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 12,7 €/MWh, medio 12,0 y MIN 10,4. Como el Secundario cerró a 9,86, el contado cerró por debajo del futuro.
  • MAR 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 9,9 €/MWh, medio 9,6 y MIN 9,1. La previsión considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP es de 9,1. Tiende al valor MIN, si bien en realidad son productos (futuro vs contado) con diferentes características y especificidades.
  • ABR 2020: ha tenido 8 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 12), marcando MAX 9,6 €/MWh, medio 9,3 y MIN 9,0. Mientras la previsión del Futuro en OMIP es de 9,6. Tiende al valor MAX, pero los márgenes de variación son estrechos.

Esta caída del gas ya se ha propagado al mercado eléctrico en España, si bien frenada por el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2. 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 ENE 2020 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC registrando un Max, Med y Min de 20,9, 17,1 y 11,8 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro FEB 2020 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max, Med y Min de 18,6, 14,5 y 10,4 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro MAR 2020 ha cotizado desde 2 DIC hasta 28 FEB registrando un Max, Med y Min de 16,1, 11,8 y 9,1 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro ABR 2020 lleva cotizando desde 2 ENE hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 12,8, 10,4 y 9,0 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5.
  • Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3.
  • Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 13,6 y 22,7, y media 19,2.
  • Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 15,3 y 18,5, y media 17,0.

Respecto a las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) de gas para Enero 2020, de momento se mantienen invariantes, pero es un mero espejismo ya que antes del inicio del último trimestre 2020 tendremos una 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 ni mandar las señales correctas para optimizar la ubicación en la red y fomentar un consumo racional de gas. 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 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 repercutirán la variación de las tasas portuarias, de descarga y de mercancías, en 2020, así como del coste de regasificación y almacenamiento.

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