Boletines de Gas - Octubre 2019

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent suben +1,3%, con el agravante de una caída adicional del Tipo de Cambio US$/€ interanual depreciándose -0,5%, efecto subida neta media de +0,25% 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 pierden +7,3% por la mayor oferta de gas (shale gas) en EEUU. Los precios del crudo se estaban desplomando debido al incremento de la oferta global, liderada por EEUU, pero los atentados terroristas sufridos recientemente (incendios) han inducido unos repuntes para tratar de mantener altos los precios del crudo y del gas. Aún con esos repuntes, por el contrario, el precio interanual del gas en MIBGAS vuelve a caer -2,9%, lo cual se está notando en el mercado eléctrico.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han subido de 57,9 a 58,7 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1190 a 1,1136 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,567 a 2,381 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS cae de 18,25 a 17,72 €/MWh (Sep 2019 - Ago 2020).

El euro frente al dólar americano baja target a 1,1075 US$/€, 1,1350 y 1,1595 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 (estaba 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 caído 17 €/MWh, algo impensable hace unos años. Esto es lo que puede estar motivando una corrección de peajes (tarifas ATR) en el sector gasista.

Para SEP la media cayó a mínimo del año hasta 11,94 €/MWh (-0,5%, -0,06 €/MWh) respecto a AGO. Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de OCT, se anticipa una leve subida a 12,18 €/MWh, y el cuarto trimestre del año (Q4) a un nivel medio de 16,08 €/MWh (OCT 12,18; NOV 17,00; DIC 19,09).

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

  • AGO 2019: ha cotizado 23 días, marcando máximo 15,7 €/MWh, medio 13,5 y mínimo 11,3.
  • 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 tenido 8 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 13), marcando máximo 17,2 €/MWh, medio 16,8 y mínimo 16,3.

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 nuevamente a 16,15 €/MWh, una bajada de -8,3 €/MWh (-33,9%) respecto 2018. Por tanto, el gas de 2019 está en BACKWARDATION respecto 2018, cayendo dramáticamente inclusive por debajo de medias de 2017 y 2016. Cabe criticar que esta gran caída del gas aún no se ha propagado enteramente al mercado eléctrico en España, debido a 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. 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 SEP 2019 ha cotizado desde 3 JUN hasta 30 AGO registrando un Max, Med y Min de 16,5, 13,9 y 12,3 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro OCT 2019 ha cotizado desde 1 JUL hasta 30 SEP registrando un Max, Med y Min de 17,5, 14,8 y 13,2 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro NOV 2019 lleva cotizando desde 1 AGO hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 20,1, 17,7 y 16,3 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro cuarto trimestre (Q4 2019) cotiza desde 1 Oct 2018, entre 16,0 y 28,2, media 21,8.
  • 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 17,6 y 25,3, y media que ha bajado a 20,8.
  • Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 18,8 y 22,7, y media que también ha bajado a 20,4.

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, la CNMC ha propuesto 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. 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 está encaminada a abaratar el coste de los peajes a las plantas de Ciclo Combinado (CCGT), lo cual podría interpretarse como una ayuda de Estado para aumentar el margen de beneficio de dichas plantas o bien para 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. Mientras las plantas de CCGT siguen cobrando el incentivo de Garantía de Potencia, 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, evitando colapso de 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.

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.

Se siguen manteniendo los fees de operadores de mercado y de sistema gasista mientras no se apruebe lo contrario.

Debemos seguir atentos a esta oleada de cambios regulatorios. Seguiremos informando.

   Descargar archivo