ENERGIA LOCAL ha elaborado el boletín nº 60 de precios de mercados de gas para Gasindustrial

EL GAS A LA BAJA ê

• Baja esta quincena un 4,7% la media de los precios spot de los hubs europeos, hasta 27,1 €/MWh, es decir 1,3 €/MWh menos que la anterior.
• El gas a la baja. Temperaturas más suaves, mejor aprovisionamiento de GNL y una bajada generalizada de los mercados financieros, impulsan a la baja los precios de gas europeos.
• El diferencial de precios entre los hubs europeos aumenta un 5%, hasta los 1,88 €/MWh, respecto a la quincena anterior. MGP (Italia) marca el precio máximo diario con 29,37 €/MWh. PEG Nord y NBP han marcado habitualmente el precio mínimo diario.
• MIBGAS ha reducido su diferencial hasta los 0,3 €/MWh de media. Al inicio de la quincena, MIBGAS marcaba precios diarios por debajo de la media europea.
• En julio, Argelia repite como principal suministrador con una cuota del 46%. En segundo lugar se sitúa Perú con el 14% de las importaciones de gas natural.
• En julio, el GNL ha superado al aprovisionamiento de gas canalizado.
• En julio, el precio del GNL supera ampliamente al del gas canalizado. Respectivamente los precios han sido de 20,27 €/MWh y de 18,37 €/MWh.
• El nivel de los almacenes subterráneos sigue su ascenso por la época estival. El pasado 12 de octubre los AA.SS. estaban al 75% y los tanques de GNL al 58% de su capacidad.

EL CRUDO A LA BAJA TRAS TOCAR MÁXIMOS ê

• El crudo a la baja después de tocar máximos de 85 $/bbl. El aumento de los inventarios y la creencia de que Irán podría mantener cierto nivel de exportaciones hacen que el petróleo cotice a la baja.
• En septiembre el Brent sube un 8,9% respecto a agosto. La subida de los doce últimos meses se sitúa en el 37,3%.

EL HENRY HUB AL ALZA é

• La meteorología impulsa el HH al alza que sube un 6% de media respecto a la quincena anterior hasta los 3,17 $/MMBtu.

EL MERCADO DE FUTUROS CORRIGE A LA BAJA ê

• Los futuros del Brent corrigen a la baja en los últimos días. El Brent 6,0,3 para Q1 2019, cotiza sobre los 78,1 $/bbl, un 4,4% más que Q4 2018. Esta quincena, el CAL 19 ha cerrado en 78,5 $/bbl, un 4% menos que el promedio de la quincena; y el CAL 20 en 74,9 $/bbl, un 3,1% menos.
• Cotizaciones al alza de los futuros del Henry Hub en línea con el mercado spot. Los promedios trimestrales suben de manera escalonada desde un 8% para Q4 2018 hasta un 2% para Q2 2019. Esta quincena, los futuros calendar del Henry Hub han subido, en promedio, respecto a la quincena pasada. El CAL 19 cotiza a 2,8 $/MMBtu y el CAL 20 a 2,7 $/MMBtu.
• Los mercados de gas a la baja. Esta quincena, el mercado europeo ha cotizado sobre los 25,8 €/MWh, un 0,7% menos; MIBGAS ha cotizado sobre los 27,5 €/MWh, un 0,1% menos; el asiático sobre los 31,3 €/MWh, un 0,5% menos; el estadounidense, sin embargo, cotiza al alza sobre los 8,3 €/MWh, un 3,5% más.

LA DEMANDA DE GAS NACIONAL BAJA EN SEPTIEMBRE ê

• La demanda de gas nacional bajó en septiembre un 6,5% (1,7 TWh) anual, por la disminución del sector eléctrico, que bajó un 28,8% (2,0 TWh) debido a la menor participación de los CTCC; la demanda del sector doméstico y PyMES baja un 10,3% (0,2 TWh) debido a las bajas temperaturas del pasado año. La demanda industrial creció un 3,0% (0,5 TWh) con mayores subidas en el sector papel.

El pasado miércoles día 19, la Ministra para la Transición ecológica compareció en Comisión para explicar la situación de los precios actuales del mercado eléctrico y dar las líneas de actuación para contener la escalada de precios. En su intervención sólo concretó a corto plazo la suspensión del impuesto a la generación del 7%, aunque no especificó a partir de qué momento se haría efectivo. Con esta medida espera que el mercado eléctrico rebaje su precio, al no tener que internalizarse dicho impuesto en las ofertas de venta de energía de las empresas generadoras.

Cabe recordar que el actual esquema de retribución de las instalaciones de cogeneración, renovables y residuos tiene en cuenta dicho impuesto. Para el caso concreto de las instalaciones que reciben retribución a la operación, ésta está definida como aquella retribución que sumada a los ingresos del mercado cubra todos los costes de explotación, y el impuesto del 7% está considerado como un coste de explotación. Para el caso de instalaciones qué solo reciben retribución a la inversión, para el cálculo de la rentabilidad de la instalación también se tiene en cuenta dicho coste.

Así, el efecto sobre la cuenta de resultados debería ser neutro, en teoría, aunque a la práctica pueden haber diferencias, ya que la estimación del impuesto se hace sobre los precios estimados del mercado al inicio del semiperiodo y luego se paga sobre los ingresos reales. Sí que tendrá efectos sobre la tesorería puesto que como ya conoces, la energía se cobra cada mes (afectada por el coeficiente de cobertura) y el impuesto se liquida trimestralmente ( mayo, septiembre, noviembre y febrero)

No obstante, aunque el efecto sea neutro en cuenta de resultados, tanto la Retribución a la operación como a la inversión deberá bajar puesto que ya no deberá cubrir el coste asociado al impuesto del 7%.

Afectación a la cogeneración

Para el caso concreto de la cogeneración, al inicio del semiperiodo dicho coste está estimado en un valor del orden de 6 €/MWh, por lo que ese valor debería ser el que baje la Retribución a la operación.

En cuanto a la retribución de este segundo semestre de 2018, todavía no ha salido publicada. En nuestra estimación realizada con los variación de los índices de combustibles, estimamos una subida de entre 4-5 €/MWh, en función de la IT de cada instalación. En función de cuando sea efectiva la suspensión del impuesto, se verá la afectación en la actualización de la Retribución.

En caso de estar interesado en ampliar información no dude en ponerse en contacto con nosotros a través del correo Esta dirección electrónica esta protegida contra spam bots. Necesita activar JavaScript para visualizarla "> Esta dirección electrónica esta protegida contra spam bots. Necesita activar JavaScript para visualizarla

Carmen Soldado, directora de Consultoría de Energía Local

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.