ENERGIA LOCAL ha elaborado el boletín nº 57 de precios de mercados de gas correspondiente a la quincena del 21 de julio al 31 de julio de 2018.

Los comentarios más destacables son:

EL GAS AL ALZA 

• Sube en agosto un 5,7% la media de los precios spot de los hubs europeos, hasta 24 ,4 €/MWh, es decir 1,3 €/MWh más que el pasado mes de julio.
• Problemas de aprovisionamiento de los yacimientos del norte, una mayor demanda de generación eléctrica por la ola de calor y altos precios de carbón, petróleo y CO2, impulsan al alza los mercados de gas europeos.
• Los hubs periféricos desacoplados. TRS, MGP y MIBGAS cotizan unos 1,6 €/MWh por encima de la media. MIBGAS marca el precio máximo diario con 28,91 €/MWh. Zeebrudge y PEG Nord marcaron habitualmente los precios mínimos diarios.
• En agosto, MIBGAS reduce ligeramente el diferencial hasta los 2,2 €/MWh. La desviación ha oscilado entre los +3,6 €/MWh y +1,1 €/MWh durante este mes.
• En junio, Argelia repite como principal suministrador con una cuota del 52%. En segundo lugar se sitúa Nigeria con el 14% de las importaciones de gas natural.
• En junio, se han igualado los aprovisionamientos de gas canalizado y de GNL.
• En junio, el precio del GNL supera ligeramente al del gas canalizado. Respectivamente los precios han sido de 18,45 €/MWh y de 18,32 €/MWh.
• El nivel de los almacenes subterráneos sigue su ascenso por la época estival. El pasado 31 de agosto los AA.SS. estaban al 69% y los tanques de GNL al 44% de su capacidad.

EL CRUDO CAMBIA DE TENDENCIA 

• El temor a un desabastecimiento para Q4 2018, por las sanciones a Irán, impulsa los precios del crudo hasta los 77 $/bbl, en niveles de finales de junio.
• En agosto el Brent baja un 2,3% respecto a julio. La subida de los doce últimos meses se sitúa en el 29%.

EL HENRY HUB AL ALZA 

• En agosto, el Henry Hub sube un 4,4%, es decir 0,12 $/MMBtu más que el mes anterior. Los precios se han mantenido entre los 3,04 y los 2,77 $/MMBtu. 

SUBE EL MERCADO DE FUTUROS 

• Los futuros del Brent en línea con el mercado spot. El Brent 6,0,3 para el 4T de 2018, cotiza sobre los 74,5 $/bbl, un 6% más que el trimestre pasado. En agosto, el CAL 19 ha cotizado de promedio sobre los 72,8 $/bbl, 0,6% menos que en julio; y el CAL 20 en 69,7 $/bbl, 0,2% más.
• Cotizaciones al alza de los futuros del Henry Hub, en línea con el mercado spot. Los promedios trimestrales suben entre el 4% y el 2%. En agosto, el CAL 19 sube hasta 2,8 $/MMBtu, es decir un 2,2% más; mientras que el CAL 20 se mantiene estable en 2,64 $/MMBtu.
• Los mercados internacionales de gas natural en tendencia alcista. En agosto, el mercado europeo ha cotizado sobre los 22,4 €/MWh, es decir un 5,5% más, el asiático sobre los 28,6 €/MWh, es decir un 6,3% más, y el estadounidense sobre los 8,3 €/MWh, es decir un 3,6% más.

LA DEMANDA DE GAS NACIONAL BAJA EN JULIO 

• La demanda de gas nacional bajó en julio un 10,3% (2,8 TWh) anual, por la disminución del sector eléctrico, que bajó un 36% (3 TWh) debido al aumento de la generación hidráulica; la demanda del sector doméstico y PyMES se mantuvo en cifras similares a julio 2018. La demanda industrial creció un 1,9% (0,3 TWh) con mayores subidas en el sector servicios.

ENERGIA LOCAL ha elaborado el boletín nº 56 de precios de mercados de gas correspondiente a la quincena del 7 de julio al 20 de julio de 2018.

Los comentarios más destacables son:

• La media aritmética de los precios spot en los hubs europeos durante la quincena del 7 de julio 2018 al 20 de julio  ha sido de 23,21 €/MWh, un 3,1% más (0,69 €/MWh) que la quincena anterior.
• Los precios del petróleo y del carbón impulsan al gas a la baja a pesar de los propios fundamentales gasistas: mantenimientos de infraestructuras, bajo aprovisionamiento de GNL y una mayor demanda para la generación eléctrica ante la baja generación de renovables y las altas temperaturas europeas.
• Contraste de precios entre los hubs periféricos (TRS, MGP y MIBGAS) que han cotizado unos 2 €/MWh por encima de la media, frente a los del noroeste. Los precios mínimos diarios se han repartido entre el PEG Nord francés y el holandés de Zeebrudge, y esporádicamente el NBP británico con un mínimo de 21,61 €/MWh, mientras que los máximos precios diarios los ha marcado el TRS francés con un máximo de 26,75 €/MWh .
• MIBGAS ha seguido su cotización por encima de la media europea durante esta última quincena: el diferencial se ha mantenido bastante constante sobre los 2,2 €/MWh.
• Argelia repitió, durante el mes de mayo, como el principal suministrador de gas con una cuota del 46%. Catar se situó en segundo lugar con una cuota del 21% del total de importaciones de gas natural.
• Durante el mes de mayo el gas canalizado representó el 52% de los aprovisionamientos, mientras que el GNL alcanzó el 48%, proporciones idénticas al mes anterior.
• En mayo el  precio del gas canalizado ha superado el precio del GNL. Respectivamente los precios han sido de 17,35 €/MWh y de 16,88 €/MWh.
• Los almacenes subterráneos mantienen la operativa de almacenamiento iniciada en abril, en línea con la previsión en época estival y a 20 de julio se sitúan al 68% de su capacidad. El gas almacenado en los tanques de GNL es mayor que hace quince días y se sitúa al 41% de su capacidad.
• El temor a una efectiva guerra comercial entre EE.UU. y China, con una posible desaceleración de la economía china, la vuelta al mercado de la producción de Libia y el aumento de producción de los países de la OPEP a la que se sumó Rusia, impulsan el mercado del crudo la baja.
• El Brent mensual en junio cambia de tendencia y baja un 3,2% respecto al pasado mes de mayo. La subida de los doce últimos meses, también modera, y se ha situado en el 54%.
• El mercado gasista de referencia estadounidense, Henry Hub, ha cotizado a la baja, en promedio se ha situado un 3% menos que la quincena anterior. El precio medio se ha situado en los 2,88 $/MMBtu. Los precios se han mantenido en una horquilla entre los 2,91 y los 2,76 $/MMBtu.
• Los futuros del Brent a la baja en línea con el mercado spot. El Brent 6,0,3 para el 4T de 2018, cotiza sobre los 74 $/bbl, lo que supone un 4% más que el trimestre anterior. Los valores CAL 19 han cotizado de promedio sobre los 72,8 $/bbl, un 1% menos que hace quince días y el CAL 20 en 69,1 $/bbl, un 0,3% menos.
• Cotizaciones a la baja de los futuros del Henry Hub, en línea con el mercado spot. Los promedios trimestrales bajan más de un 3%. Las cotizaciones calendar medias también cotizan a la baja: el CAL 19 baja un 1,5%, mientras que el CAL 20 lo hace en un 0,3%.
• Los mercados internacionales de gas natural han iniciado una tendencia a la baja. El mercado europeo ha cotizado, durante esta quincena, sobre los 21,2 €/MWh, el asiático sobre los 26,6 €/MWh y el estadounidense se sitúa en los 8,1 €/MWh.
• La demanda de gas nacional bajó durante el pasado mes de junio 2018, respecto a junio 2017, un 3,1% (0,8 TWh) debido, mayoritariamente por la disminución del sector eléctrico, que bajó un 27% (1,9 TWh) debido a una menor demanda eléctrica, incremento dela hidráulica y mayores importaciones de electricidad con respecto a junio 2017; la demanda del sector doméstico y PyMES aumentó un 12,4% (0,2 TWh), mientras que el industrial lo hizo un 5,4% (0,9 TWh) con una subida generalizada en todos los sectores y en especial de servicios y la construcción.

 

ENERGIA LOCAL estima una subida de la retribución a la cogeneración (Ro) para el segundo semestre entre el 7 y el 14%

Una vez cerrado el mes de junio, ya se disponen de los valores necesario para realizar una estimación de la retribución a la operación (Ro) de las plantas de cogeneración para el segundo semestre de 2018.

ENERGIA LOCAL ha realizado una estimación de dicha retribución y tomando el periodo de cálculo de enero a junio de 2018, para los valores futuros del HH, NBP y Brent con entrega para el segundo semestre de 2018, así como el valor de junio del tipo de cambio $/€, se estima que se produzca un alza en el valor del Ro respecto al primer semestre de 2018.

Está pendiente por parte del Gobierno tanto la propuesta como la publicación definitiva en el BOE de dichos valores.

Si desean más información sobre la estimación de la retribución a la operación en su caso particular pueden contactar con ENERGIA LOCAL.

 ENERGIA LOCAL ha elaborado GasIndustrial el boletín nº 55 de precios de mercados de gas correspondiente a la quincena del 23 de junio al 6 de julio de 2018.

Los comentarios más destacables son:

• La media aritmética de los precios spot en los hubs europeos durante la quincena del 23 de junio al 6 de julio ha sido de 22,52 €/MWh, un 0,1% menos (-0,01 €/MWh) que la quincena anterior.
• Una mayor demanda de gas para la generación eléctrica, por las altas temperaturas y la baja aportación de la eólica, así como los precios del petróleo y del carbón mantienen el gas al alza.
• Mayor volatilidad de precios entre los diferentes hubs europeos durante esta última quincena con diferenciales que han oscilando entre los 5 y los 3 €/MWh. El NBP británico ha seguido marcando mínimos precios diarios de manera generalizada con un mínimo de 20,24 €/MWh, mientras que los máximos precios diarios los ha marcado habitualmente el TRS francés con un máximo de 25,82 €/MWh .
• MIBGAS ha seguido su cotización por encima de la media europea durante esta última quincena: el diferencial ha oscilado entre +3 €/MWh y 0,3 €/MWh.
• Argelia repitió, durante el mes de abril, como el principal suministrador de gas con una cuota del 53%. Nigeria se situó en segundo lugar con una cuota del 13% del total de importaciones de gas natural.
• Durante el mes de abril el gas canalizado representó el 52% de los aprovisionamientos, mientras que el GNL alcanzó el 48%, proporciones idénticas al mes anterior.
• En abril se han igualado los precios de GNL y del gas canalizado. Respectivamente los precios han sido de 16,59 €/MWh y de 16,55 €/MWh: el GNL ha subido un 7,9%, mientras que el gas canalizado ha bajado un 3,4% respecto al mes de marzo.
• Los almacenes subterráneos mantienen la operativa de almacenamiento iniciada en abril, en línea con la previsión en época estival y a 6 de julio se sitúan al 67% de su capacidad. El gas almacenado en los tanques de GNL es mayor que hace quince días y se sitúa al 40% de su capacidad.
• El incierto contexto geopolítico internacional marcado por la guerra comercial de EE.UU., las sanciones a Irán y el acuerdo de la OPEP, no dan señal de precio al crudo que se mueve sin una tendencia clara.
• El Brent mensual en junio cambia de tendencia y baja un 3,2% respecto al pasado mes de mayo. La subida de los doce últimos meses, también modera, y se ha situado en el 54%.
• El mercado gasista de referencia estadounidense, Henry Hub, ha cotizado en valores similares a la quincena anterior. El precio medio ha vuelto a situarse en los 2,97 $/MMBtu. Los precios se han mantenido en una horquilla entre los 3,08 y los 2,90 $/MMBtu.
• Los futuros del Brent siguen la curva del mercado spot. El Brent 6,0,3 para el 3T de 2018, se estima se sitúe sobre los 70,5 $/bbl, lo que supone un 10% más que el trimestre anterior. Los valores calendar, aunque han cotizado al alza respecto a nuestro último boletín, continúan en backwardation. El CAL19 ha cotizado en promedio sobre los 73,5 $/bbl, y el CAL 20 en 69,3 $/bbl, un 2%  y 1,5% más, respectivamente.
• Las cotizaciones medias de los futuros del Henry Hub, en el corto plazo, durante esta quincena se han mantenido en relativa estabilidad: ligeramente a la baja para los tres próximos trimestres (0,5 % menos) y al alza a partir de Q2 2019 (07% más). Las cotizaciones calendar para 2019 aumentan un 0,3%, si bien para 2020 bajan en un 0,2%.
• De manera general, los mercados internacionales de futuros de gas natural han cotizado al alza. El mercado europeo ha cotizado, durante esta quincena, sobre los 21,1 €/MWh, el asiático sobre los 26,9 €/MWh y el estadounidense se sitúa en los 8,2 €/MWh.
• La demanda de gas nacional subió el pasado mes de mayo 2018, respecto a mayo 2017, un 11,6% (2,7 TWh) soportado en gran parte por el incremento del 8,5% (1,4 TWh) que supuso la demanda del sector industrial -especialmente servicios, construcción y cogeneración-; la demanda del sector doméstico y PyMES lo hizo un 15,8% (0,4 TWh) -temperaturas más bajas durante este mes de mayo- y un aumento del sector eléctrico del 24,9% (0,9 TWh) debido principalmente a una menor generación del parque nuclear durante el pasado mes de mayo, respecto a mayo de 2017.