Boletines de Gas - Enero 2020

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent vuelven a subir un poco más (+2,2%), y también ha caído el Tipo de Cambio US$/€ interanual un -0,7%, efecto subida neta media de +1,8% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En sentido contrario, y en plena estación invernal, los Futuros interanuales del gas NYMEX pierden -1,5% por la ralentización de la actividad económica y mayor oferta de gas. De hecho, el precio interanual del gas en MIBGAS vuelve a caer pero este mes con más contundencia (-13,0%), lo cual se está notando en el mercado eléctrico tanto en DIC como ENE y a corto, medio y largo plazo, propagándose en futuros hasta el año 2027.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han subido de 61,3 a 62,7 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1305 a 1,1224 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,28 a 2,25 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS cae de 14,3 a 12,4 €/MWh (Dic 2019 - Nov 2020).

El euro frente al dólar americano baja target a 1,1356 y 1,1588 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. El mes de DIC 2019 ha caído a una media mensual de 12,02 (-2,2 €/MWh, -15,5%) respecto NOV.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de ENE 2020, se anticipa una caída a 11,73 €/MWh. Si tenemos en cuenta los fuituros de resto del año 2020, se espera el Mercado Secundario de Gas cierre a un nivel medio de 12,75 €/MWh. Dicho nivel sería inferior al de la media de 2019 (dato aún no oficial), que se estima ha sido 15,37 €/MWh.

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

  • DIC 2019: ha cotizado 21 días, marcando máximo 16,2 €/MWh, medio 15,6 y mínimo 15,0. Dado que el Mercado Secundario cerró en 12,02, el contado ha estado muy por debajo del valor mínimo del futuro.
  • ENE 2020: ha cotizado 17 días, marcando máximo 15,8 €/MWh, medio 13,9 y mínimo 11,8. Mientras la previsión del Mercado Secundario es de 11,7. La divergencia en DIC se está corrigiendo en ENE, si bien en realidad son productos (futuro vs contado) con diferentes características y especifidades.
  • FEB 2020: ha tenido 9 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 16), marcando máximo 12,7 ?/MWh, medio 12,3 y mínimo 12,0.

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). En 2019 se ha hundido a 15,4 €/MWh, un -37,1% (-9,1 €/MWh) respecto 2018. La previsión de cierre medio del 2020 se sitúa en 12,75 €/MWh, una bajada adicional de -2,6 €/MWh (-17,1%) respecto 2019. Por tanto, el gas de 2020 está en BACKWARDATION respecto 2019, cayendo sorprendentemente inclusive durante conflicto entre EEUU e Irán.

Esta caída del gas ya se ha propagado 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 políticos y reguladores nacionales. 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 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 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 lleva cotizando desde 1 NOV hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 18,6, 15,2 y 12,0 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro MAR 2020 lleva cotizando desde 2 DIC hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 16,1, 13,5 y 11,5 €/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 16,6 y 22,7, y media 19,8.
  • Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 17,7 y 18,5, y media 18,1.

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 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 almacenamiento.

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