ENERGIA LOCAL ha elaborado el boletín nº 93 de precios de mercados de gas para GasINDUSTRIAL

SE MANTIENE ESTABLE EL GAS EN EUROPA 

• Sube en este periodo un 0,5% la media de los precios spot de los hubs europeos hasta los 9,62 €/MWh, 0,05 €/MWh más que el periodo anterior.
• Los precios del gas se han mantenido casi planos a lo largo de la quincena puesto que se han equilibrado los factores alcistas y bajistas. Por un lado, las temperaturas más frescas y algunas interrupciones de suministro de GN canalizado desde Noruega hacen subir los precios. Por otro lado, el efecto del coronavirus, el amplio suministro ruso y noroeste europeo, así como la caída de precios de crudo por la ausencia de acuerdo entre OPEC y Rusia sobre los recortes de la producción hacen bajar los precios del gas.
• El diferencial de precios entre los hubs sube un 12%, hasta los 1,84€/MWh, respecto el periodo anterior. El MGP italiano ha marcado máximos diarios durante todo el periodo, alcanzando los 12,18 €/MWh. Los precios mínimos se han repartido entre el PEG francés y el MIBGAS español, con un mínimo de 8,44 €/MWh.
  
• MIBGAS aumenta la volatilidad respecto al resto de hubs europeos, con un mínimo diario 8,44 €/MWh y un máximo de 10,85 €/MWh. Los diferenciales, respecto a la media europea sin MIBGAS, se han situado entre +0,42 y -1,11 €/MWh.
• En diciembre Argelia sigue en el primer puesto como suministrador de gas a España con una cuota del 41%. Estados Unidos le sigue con un 20% del total de gas suministrado a España.
• En diciembre, el aprovisionamiento de GNL ha sido de un 61% del total. El gas por canalización ha representado un 39%.
• En diciembre, el GNL se mantiene más competitivo que el gas canalizado. Respectivamente, los precios han sido de 16,32 €/MWh y de 19,46 €/MWh.
• Los almacenes subterráneos han aumentado sus reservas en la última quincena. El pasado 6 de marzo los AA.SS. estaban al 75,4 % y los tanques de GNL al 45,1% de su capacidad.

EL CRUDO A LA BAJA  ê

• El boletín recoge los datos hasta el 6 de febrero y NO incluye la caída del precio de crudo hasta 31,02 $/bbl el lunes 9 de Marzo.
• Los precios del crudo iban cayendo casi sin parar debido principalmente a dos factores: la propagación del coronavirus a nivel mundial y su afectación a la demanda por un lado, y el rechazo de Rusia a recortar la producción y el consiguiente aviso de Arabia Saudita de aumentar la extracción en abril por el otro.  
• En febrero, el Brent baja un 12,7% respecto a enero, y un 13,1% respecto a febrero de 2019.

EL HENRY HUB A LA BAJA  ê

• En este periodo el Henry Hub ha cotizado de media sobre los 1,87 $/MMBtu, en una franja entre los 2,01 y los 1,70 $/MMBtu.
• La media del precio del Henry Hub (1,87 $/MMBtu) ha bajado este periodo un 2,3% respecto al periodo anterior, lo que representa 0,04 $/MMBtu en valor absoluto.

CURVA DE FUTUROS DEL CRUDO Y DEL GAS A LA BAJA ê

• A 6 de marzo el Brent Q2 2020 cierra a 58,8 $/bbl, un 3,3% por debajo del cierre anterior del 18 de febrero. Q3 2020 lo hace en 49,2 $/bbl, un 15,1% menoss. Q4 2020 cierra en 46,0 $/bbl, un 19,9% menos. Q1 2021 cierra en 47,0 $/bbl, un 17,8% menos que el cierre anterior.
• El Brent CAL 21 cerró el 6 de marzo en 49,3 $/bbl, un 12,7% menos que el cierre anterior del 18 de febrero, el CAL 22, lo ha hecho en 51,7 $/bbl, un 7,6% menos que el anterior.
• A finales de febrero, la tendencia a largo plazo sitúa el precio del crudo sobre los 55,5 $/bbl (2027), un 1,9$/bbl menos que hace un mes.
• A 6 de marzo Q1 2020 cierra a 1,89 $/MMBtu, un 5,1% por debajo del cierre anterior del 18 de febrero. Q2 2020 lo hace en 1,76 $/MMBtu, un 12,5% menos. Q3 2020 cierra en 1,93 $/MMBtu, un 9,3% menos. Q4 2020 cierra en 2,16 $/MMBtu, un 6,6% menos que el cierre anterior. 
• El CAL 21 ha cerrado cerró el 6 de marzo en 2,27 $/MMBtu, un 3,8% menos que el cierre anterior del 18 de febrero, el CAL 22, lo ha hecho en 2,35 $/bbl, un 2,6% menos que el anterior.
• Las cotizaciones medias del CAL 21 se sitúan por debajo de las cotizaciones medias del periodo anterior. El CAL 21 europeo ha cotizado sobre los 14,1 €/MWh, un 5,3% menos que el periodo anterior; MIBGAS ha cotizado sobre los 14,7 €/MWh, un 5,5% menos; el asiático sobre los 15,5 €/MWh, un 6% menos y el estadounidense ha cotizado sobre los 7,2 €/MWh , un 1,7% de menos.

LA DEMANDA DE GAS NACIONAL BAJA EN ENERO ê

• La demanda de gas nacional bajó en enero un 0,9% (-0,3 TWh) respecto a enero 2019. La demanda de gas para generación eléctrica ha crecido un 9,5% (+0,7 TWh) ) debido a una mayor representación de los CTCC’s en el Hueco térmico unido a un descenso de la generación eólica; la demanda del sector doméstico y PyMES baja un 7,4% (-0,9 TWh) a la registrada en ene-19 resultado de unas temperaturas más cálidas. Descenso de la demanda industrial de un 1,1% (-0,2 TWh) respecto a ene-19, generalizado en prácticamente todos los sectores.

Sólo lo pueden solicitar aquellos sectores que aparecen en el anexo del borrador y que además cumplan una serie de requisitos.

Requisitos

• Las solicitudes y los requisitos son sobre punto de suministro (CUPS):
• Consumo anual > 1 GWh ( Para el consumo se podrá tener en cuenta también el posible autoconsumo)
• Consumo en periodo valle > 50% del consumo anual
• Valor de Consumo/ Valor Añadido Bruto > 1,5 kWh/€ durante 2 de los 3 años anteriores ( valor revisable anualmente)

Obligaciones

Las obligaciones exigidas son:

• Enviar la previsión horaria de consumo al Operador del sistema y cumplir con un previsión horaria> 75 % mensual.
• Instalación de equipos, sistemas y comunicaciones requeridos ( El Operador del sistema indicará las características). Para aquellos consumidores interrumpibles, los equipos serán los mismos
• Sistema de Gestión de la Energía según certificación UNE-ISO 50.001:2018
• A los que les sea de aplicación el capítulo II del RD56/2016 (realizar auditorias energéticas: empresas que tengan la consideración de grandes empresas, entendiendo por tales tanto las que ocupen al menos a 250 personas como las que, aun sin cumplir dicho requisito, tengan un volumen de negocio que exceda de 50 millones de euros y, a la par, un balance general que exceda de 43 millones de euros. De igual modo, será también de aplicación a los grupos de sociedades, definidos según lo establecido en el artículo 42 del Código de Comercio, que, teniendo en cuenta las magnitudes agregadas de todas las sociedades que forman el grupo consolidado, cumplan los referidos requisitos de gran empresa), deberán llevar a cabo aquellas actuaciones que salidas de las auditorías energéticas cada 4 años tengan un periodo de recuperación de 3 años. También deberán emitir un informe durante los tres años posteriores a la recepción de las ayudas sobre las medidas implantadas.
• Una vez entre en vigor el mecanismo de cobertura de riesgos, se deberá contratar al menos el 10% del consumo anual a plazo con una duración mínima de 5 años.
• Mantener las obligaciones del art 5 del RDL20/2018 ( cumplimiento de la actividad durante 3 años a partir de la concesión de la ayuda: no reducir la producción o la plantilla más de un 85%,

Compensaciones recibidas

Las compensaciones que se podrán realizar:

Se parte de la base de que el mecanismo sea similar a la compensación de costes indirectos. En los PGE se establecerá un presupuesto y será el que se reparta. Si la suma de todas las solicitudes es superior a la bolsa se prorrateará.

La compensación máxima será:

• 85% de los cargos asociados a retribución renovables
• 85% de los cargos asociados a retribución cogeneración alta eficiencia
• 85% de los cargos asociados a compensación extrapeninsulares ( no será de aplicación hasta que no se hayan concluido los procedimientos de autorización por parte de la Comisión Europea del RD738/2015)

Solicitudes

Las solicitudes se realizarán de manera electrónica y deberán ir acompañadas de certificados emitidos por el distribuir, el Operador del sistema y ENAC. La certificación como consumidor electrointensivo se deberá obtener cada año.

Las ayudas se convocarán en procesos de concurrencia y se podrán convocar por separado y no es obligatorio publicar todas

De momento se establecen hasta 2022.

En la memoria que acompaña el borrador se calcula que la medida puede afectar a unos 612 consumidores con una rebaja media de unos 2,25 €/MWh en el precio de la electricidad.

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

Carmen Soldado, directora de Consultoría de Energía Local

 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