Precio interanual futuro Dated Brent cae -7,3% pero Tipo de cambio US$/€ se deprecia -3,3%, manteniendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de mes pasado (indexación Brent y TC). Siguen elevadísimos. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que arrastran un incremento entre +110%y+140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo estadio de precios, las subidas son de escándalo, superando la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso) del sector gasista para clientes domésticos (baja presión de gas). Esto es un hecho que está provocando serios problemas de tesorería en las industrias gas intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, que se cuentan con los dedos de una mano, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), vuelve a repuntar dramáticamente, subiendo +41,4% debido a dos factores: i) la excepción ibérica que acopla un nuevo índice de gas day-ahead, que se conoce antes del envío de las ofertas de los generadores en el pool de electricidad para la subasta del día siguiente, y ii) alarma de desabastecimiento por la reducción de exportaciones de gas de Rusia a Europa.
Respecto a los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan también +50,7% y +45,2%, respectivamente, debido a la menor oferta de gas de Rusia. En sentido contrario, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae otra vez sucesivamente -14,8%, pero con elevado coste de oportunidad generalizado a corto-medio plazo por el conflicto Rusia-Ucrania, y renegociaciones oportunistas del gas de Argelia que viene por gasoducto (Medgaz). Difícil de explicar que el flujo de gas por el gasoducto antiguo (Magreb) vaya de España a Marruecos, con la que está cayendo. De hecho, Argelia ha exigido que se garantice que NO se produzcan exportaciones de gas a Marruecos con el gas que viene por el Medgaz, aparte de las tensiones geopolíticas por el control del territorio del Sahara Occidental. Permitir a Marruecos que extraiga gas de las costas internacionales que comparten bolsas de gas que también debería explotar España, es algo incomprensible desde el lado español. Permitir que Marruecos importe energía eléctrica más barata de España, así como Portugal y Francia, es a costa de subir más los precios de España. Y que España exporte gas al centro y norte de Europa es una prueba irrefutable de que el precio real del gas importado en España es mucho más competitivo que el precio especulativo de los hubs europeos. ¿Quién se está lucrando de esa diferencia entre precios de exportación e importación? Desde luego, el sector industrial NO.
Tampoco se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU se está disparando, llegando a niveles de saturación de su nivel de producción / extracción de gas para exportar lo máximo posible a Europa en barcos metaneros. EEUU está haciendo su agosto a raíz de los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. Aún así el precio de venta (importado) de EEUU incluyendo coste de licuefacción, seguros y fletes de embarque/costes de logística y transporte por barcos metaneros, y coste de regasificación está resultando muchísimo más barato que el de los hubs europeos, incluido el del Mibgas.
El índice del carbón internacional (ARA) sigue muy alto respecto a valores interanuales de mes pasado, después de haber batido máximos históricos registrados en Oct 2021 (231 US$/tonelada métrica) y marzo (343 US$/t). Abril ha cerrado a 309,6 $US/t. Mayo alcanza 319,5. Jun se supone que ha tocado techo a 386,7 $US/t para empezar una escalada bajista. A medio-largo plazo. Mucha demanda de carbón en Occidente para compensar las reducciones de gas de Rusia, puede tensionar el precio del carbón y revertir la tendencia esperada.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 106,6 a 98,7 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0644 a 1,0288 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 101,6 a 143,7 €/MWh. Nivel 3,6 veces (360%) superior a los 40 €/MWh del límite inicial de CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica. Esto demuestra nuestra percepción de la mayor especulación inducida por tal medida regulatoria, al no ponerle límites al ajuste del gas garantizado a la generación térmica (ajuste compensado por los consumidores).
La media interanual de los futuros del TTF suben de 108,2 a 163,1 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) suben de 251,7 a 365,6 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX se reducen de 6,7 a 5,7 US$/MMBtu. En el peor de los contratos a plazos del HH para exportación fuera de EEUU, se observan precios por debajo de la horquilla 20-25 €/MWh (teniendo en cuenta el tipo de cambio y factores de cambios de unidades energéticas). Si duplicamos ese coste por traer gas de EEUU a Europa, tendríamos un precio de 50 €/MWh, inferior a todos los hubs europeos. Europa debería replantearse su política energético-ambiental para abaratar el gas, mientras no sea viable otra alternativa (hidrógeno). Tipificar al gas y la nuclear como energía de color verde parece que es una señal para apostar por la repotenciación de dichas tecnologías, especialmente la nuclear, si bien ello requiere mucho tiempo de implantación, pero seguramente deberá frenar el plan de retirada o desmantelamiento previsto en países europeos.
Los targets del Dated Brent pasan de 103,2 – 91,3 – 84,0 y 78,8 US$/barril a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 97,1 – 85,5 – 79,5 y 75,4, respectivamente.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan a niveles de 1,0678 – 1,0851 – 1,0991 y 1,1100 US$/€ a 1,0218 – 1,0549 – 1,0719 y 1,0849 a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, respectivamente. Niveles que muestran desconfianza de los inversores en Zona euro. El euro muestra fuerte tendencia a seguirse depreciando por las políticas monetarias, caída de la actividad económica, y aumento de la inflación, del gasto público y de la deuda pública, y subidas de impuestos/tasas, y aún más por la nueva política energético-ambiental (transición energética), y la renuncia a extraer gas mediante fractura hidráulica (shale gas), así como a la repotenciación de la nuclear y/o carbón en algunos países. España se ha dado el lujo de cerrar una planta de carbón (destruida con dinamita controlada) en esta lamentable emergencia nacional. Error tras error. Debería prohibirse desmantelar plantas que puedan protegernos frente al riesgo de importaciones de gas y crudo.
Los targets del TTF pasan de de 115,0 – 77,6 – 56,3 y 46,5 €/MWh a finales 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 178,7 – 125,0 – 75,9 y 47,2, respectivamente. Repunta muy fuerte hasta 2022-2023, y sube de forma más moderada a medio-largo plazo (2024-2025).
Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 100,3 – 79,1 – 61,3 €/MWh para 2022 – 2023 – 2024 a niveles de 120,6 – 124,8 – 80,9, respectivamente. El alza en los precios del MIBGAS en los próximos meses coinciden con el efecto del RDL 10/2022, que supone una indexación temporal del MIBEL con el MIBGAS, contando con luz verde de Bruselas para la aplicación del mal llamado CAP de gas en el pool de electricidad, cuando realmente es un FLOOR.
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha REPUNTADO en MAR 2022, cerrando media mensual a 124,4 €/MWh, lo cual supone una subida de +43,0 €/MWh, +52,9% respecto FEB 2022 (81,4 €/MWh). ABR ha revertido a 87,8, May a 77,3 y JUN a 96,7, debido a la mayor demanda de gas por las plantas de Ciclo Combinado (CCGT’s) y el FLOOR de gas en el pool de electricidad y por la crisis geopolítica-energética de Rusia vs Europa.
Cabe intuir que las multinacionales gasistas podrían estar compensando futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando la politización de la energía y el medioambiente, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.
Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, JUL 2022 ha sufrido una tremenda subida que ha pasado al nuevo nivel de 135,3 €/MWh por efecto del RDL 10/2022 y la reducción de gas de Rusia a Europa. JUL 2022 apuntaba a 79,7 antes del 15 Junio 2022. AGO 2022 apuntaba a 76,3 (dándose un leve respiro) y ahora a 138,0. Asimismo, SEP 2022 apuntaba a 80,4, y ahora a 147,0. En menos de un mes los futuros a corto y medio plazo han subido entre 55-60 €/MWh … y la coyuntura anticipa más subidas, ante la pasividad de las autoridades reguladoras de los mercados y de los propios gobiernos europeos.
Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas ruso, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Ya hemos avisado con antelación de los posibles racionamientos de gas en próximo invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas ruso y argelino.
La incertidumbre en las importaciones y renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia pero no por mucho tiempo.
Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas hace un mes se esperaba un cierre anual que pasaba de 91,8 a 82,3 €/MWh, pero ahora ha repuntado a 120,6 €/MWh, y con mayor presión alcista.
Tengamos en cuenta de que, en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique por casi 11,8 veces (1.180%) en menos de dos años. La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas. Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2024-25). La falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020, y más recientemente su exclusión de la excepción ibérica, está obligando a parar más del 55% del parque de cogeneración en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros.
En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (precio mercado secundario de gas para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada recientemente:
- AGO 2022: ha tenido 6 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 8 Jul), marcando MAX 157,0, medio 141,5 y MIN 125,3. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 138,0 y la media acumulada 94,2 con Máx/Mín de 157/68,9. La mayor demanda de gas por aumento de la producción eléctrica de las plantas térmicas de ciclo combinado está influyendo mucho en los precios.
- JUL 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 123,0, medio 97,4 y MIN 69,9. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 123,0 y la media acumulada 88,4 con Máx/Mín de 123/69,3. La mayor demanda de gas por aumento de producción de plantas térmicas y por la crisis Rusia-Europa han distorsionado JUL.
- JUN 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 82,6, medio 75,8 y MIN 69,0. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 80,5 y la media acumulada 96,7 con Máx/Mín de 203,8/69,0. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 96,7 €/MWh.
- MAY 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 117,8, medio 89,7 y MIN 77,0. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 78,5 y la media acumulada 99,1 con Máx/Mín de 210,3/68,6. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 77,3 €/MWh.
- ABR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 202,0, medio 115,1 y MIN 94,4. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 220,2, Medio 95,2 y Mín 62,4. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado a 87,8 €/MWh.
- MAR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 97,0, medio 77,2 y MIN 68,1. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 167,2, Medio 90,7 y Mín 68,1. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 124,4 €/MWh.
- FEB 2022: ha cotizado 15 días, marcando MAX 92,3, medio 83,6 y MIN 70,5. Pero el Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 180,4, Medio 98,0 y Mín 60. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 81,3 €/MWh.
- ENE 2022: ha cotizado 20 días, marcando MAX 172,0, medio 111,1 y MIN 67,1. La media de Futuros de OMIP ha sido 98,0 pero la cotización fue cayendo brutalmente en la segunda quincena hasta llegar a 60 €/MWh. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 83,6 €/MWh.
El repunte del MIBGAS se ha contagiado rápidamente en el MIBEL, si bien en mercado eléctrico aún peor por el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que sigue cotizando a niveles muy elevados (un valor que ha superado más de tres veces el de inicios del 2020, estadio pre-Covid). Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el sobrecoste de los precios del gas y el sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas, en plazo y forma. Hay riesgo de seguir produciendo a un coste mayor que el ingreso por la regulación actual (régimen retributivo). La cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel se ha triplicado y pronto será cuadruplicado. Urge compensación en plazos oportunos para seguir operando.
La utilización del índice del Henry Hub en el régimen retributivo de la cogeneración, si no se llega a eliminar, como ya ha ocurrido con la TUR de gas, entonces debería de añadirse por lo menos tres costes para convertir precios FOB a CIF: i) coste de licuar el gas en origen y logística/almacenamiento en barco metanero, ii) coste de flete y seguro de embarque de EEUU a España, y iii) coste de regasificación en España.
Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:
- 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. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
- Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
- Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,3, nivel por encima del valor MAX del futuro.
- Futuro ENE 2022 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC registrando valores Max-Med-Min de 180,6-98,0-60,0 €/MWh, respectivamente.
- Futuro FEB 2022 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando valores Max, Med y Min de 180,4-94,9-66,8 €/MWh.
- Futuro MAR 2022 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando valores Max, Med y Min de 167,2-90,7-68,1 €/MWh.
- Futuro ABR 2022 ha cotizado desde 3 ENE hasta 31 MAR registrando valores Max, Med y Min de 220,2-95,2-62,4 €/MWh.
- Futuro MAY 2022 ha cotizado desde 1 FEB hasta 29 ABR registrando un Max, Med y Min de 210,3-99,1-68,6 €/MWh.
- Futuro JUN 2022 ha cotizando desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max, Med y Min de 203,8-96,7-69,0 €/MWh.
- Futuro JUL 2022 ha cotizando desde 1 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 123,0-88,4-69,3 €/MWh.
- Futuro AGO 2022 lleva cotizando desde 2 MAY hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 157,0-94,2-68,9 €/MWh.
- Futuro SEP 2022 lleva cotizando desde 1 JUN hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 160,3-109,6-72,4 €/MWh.
- Futuro OCT 2022 lleva cotizando desde 1 JUL hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 163.7-149.4-134.9 €/MWh.
- Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. La previsión de cierre del contado (MIBGAS) repunta a 120,6, lo cual implica casi 4,8 veces superior a la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).
- Futuro 2023 ha empezado a cotizar desde 4 Ene 2021, con valores acumulados entre 16,2 y 130,8 y media 40,5. Última cotización a 124,8.
- Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 84,3 y media 51,4. Última cotización a 80,9.
Dada la dificultad de comparar tarifas antiguas con tarifas nuevas, hemos optado por estimar resultados para tres tarifas de acceso representativas de la cogeneración en media presión, aunque las nuevas tarifas de acceso dependen sólo del consumo anual contratado. Cualquier cambio en la parte fija no se aprecia mucho en los términos contractuales totales debido al mayor impacto derivado del coste de la materia prima y las nuevas fórmulas de indexación (nuevas condiciones económicas):
Término de energía estimado para consumo gas carga-base (media de las tres comercializadoras más competitivas). Incluye Peajes&Cargos&Almacenamiento 1/10/2021. No incluye Tasas (CNMC, GTS, IEH). TUR estimada y-t-y. Se supone lectura de caudal diario obligatoria.
Los nuevos precios suponen una subida de más del 110%-140% respecto a lo que se estaba pagando con los contratos vencidos.
Teniendo en cuenta costes medios interanuales de contratos vencidos durante verano, tenemos la siguiente variación respecto a los valores de hace un mes por el efecto Brent y TC:
Si nos centrásemos en precios indexados a hubs de gas, los precios medios podrían duplicarse para aquellos suministros sin haber realizado ninguna cobertura (aprox. 80-110 €/MWh), un coste 3,5 veces mayor que lo que se venía pagando. Ante esa posible realidad, urgen medidas paliativas en el sector gasista en línea con las del sector eléctrico e inclusive debería motivar a que los industriales realicen grupos de compras de gas con contratos tipo GPA a largo y muy largo plazo (Gas Purchase Agreement) de gas.
Obteniendo una estimación de la TUR interanual partiendo de la vieja TUR (Q4 2021) frente a la nueva TUR (Q2 2022), se observa que los nuevos aprovisionamientos de gas industrial ya son más caros que la TUR del sector doméstico (subvencionada temporalmente), aunque la subida real de la TUR será repercutida más delante de forma progresiva y limitada. Cabe decir que en el sector gasista se podría pasar a la TUR durante un periodo máximo de un mes, y hay lagunas regulatorias que pueden suponer corte del suministro si pasado ese mes el suministro no contrata a mercado libre. Lo increíble es el varapalo que está sufriendo el industrial frente a la rebaja de la TUR regulada por el gobierno (la TUR del sector doméstico o PYMES ha pasado de 4,4692 c€/kWh Q4 2021 a 4,8622 para Q1 2022 y 5,3115 para Q2 2022, y acaba de entrar en vigor 5,8283 para el Q3 2022). Debería de existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (no MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados).
A la vista del impacto de los nuevos precios del gas para las industrias podríamos ver una espantada del mercado libre al mercado regulado (by default) aunque no se tenga derecho a estar a la TUR (válida sólo para clientes de menos de 50.000 kWh/año), pero no sería una solución descabellada, si los precios del gas siguen repuntando, si bien esa TUR no es la que se aplicaría a los consumidores industriales (>50 MWh/año), ya que se paga el coste de la materia prima (MIBGAS) penalizado. La conclusión es que el suministro de gas del sector industrial está totalmente desprotegido por el Estado. Y las comercializadoras a mercado libre no pueden soportar pérdidas reales frente a sus reducidos márgenes brutos. Por tanto, trasladarán las subidas a clientes finales, dando la posibilidad de cambiarse a otra comercializadora si no se aceptan las nuevas condiciones ofertadas (típicamente indexaciones a hubs de gas).
La nueva medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL (RDL 10/2022) puede suponer que un generador no pueda cubrir sus costes reales tanto de gas como de carbón, y ello podría conllevar a problemas de incumplimiento de cláusulas take-or-pay con la correspondiente comercializadora.
Se están produciendo rescisiones unilaterales de contratos de suministro de gas por parte de comercializadoras, a precios fijos, de forma anticipada, aplicando fórmulas indexadas al MIBGAS (day-ahead). Recomendación: renegociar las nuevas condiciones ofertadas exigiendo respetar las condiciones contratadas hasta vencimiento del contrato actual retrasando la indexación a la próxima temporada, permitiendo posteriores coberturas. Si necesitas ayuda, estaremos atentos.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.
Las coberturas de gas están a precios muy altos. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar mayores incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales han repuntado demasiado últimamente, y quizás hay que esperar que se estabilicen un poco. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€, pero están dando mejores resultados que las indexaciones al TTF. No obstante, en las renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead. Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el MIBGAS o TTF, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo. A modo de ejemplo, en JUN 2022, el TTF Month Ahead ha cerrado a 109,9, mientras el TTF Day Ahead a 100,4. Una diferencia de 9,5 €/MWh. Algo es algo. No se puede desaprovechar cualquier oportunidad de este tipo.
Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos. Las nuevas medidas del gobierno en el sector gasista favorece a la industria gas intensiva:
El RD-L 10/2022, ha aprobado una línea de ayudas directas a la industria intensiva en consumo de gas, correspondientes a 2022, para paliar el efecto perjudicial del incremento del coste del gas ocasionado por la invasión de Ucrania y las sanciones impuestas a Rusia por su causa. Los beneficiarios de estas ayudas serán las empresas, cualquiera que sea su forma jurídica, incluyendo comunidades de bienes y entidades sin personalidad jurídica o autónomos, que tengan domicilio fiscal en territorio español, que hayan realizado durante 2021 al menos una de las actividades previstas en los siguientes Códigos CNAE y continúen en su ejercicio en el momento de la solicitud:
Cód. CNAE2009 / Título CNAE2009
171 Fabricación de pasta papelera, papel y cartón.
206 Fabricación de fibras artificiales y sintéticas.
231 Fabricación de vidrio y productos de vidrio.
232 Fabricación de otros productos cerámicos refractarios.
233 Fabricación de productos cerámicos para la construcción.
El importe de las ayudas para cada beneficiario consistirá en una cantidad, dependiendo de su CNAE, multiplicada por su número de empleados, con una cuantía máxima de 400.000 euros. La cantidad por empleado en cada CNAE será la siguiente:
Cód. CNAE2009 Cuantía por empleado
171, 206, 231 2.600 €/empleado
232, 233 5.000 €/empleado
En el caso de que el beneficiario no tenga ningún empleado, la ayuda consistirá en la cantidad correspondiente a un empleado.
Hay consumidores que han podido reducir sus facturas de gas de forma muy relevante, pero son muy pocas las que están bajo el código CNAE definido de forma discriminatoria. Muchísimas industrias con un consumo intensivo en gas NO han podido acogerse a estas ayudas por esta arbitrariedad regulatoria.
El Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, por el que se adoptan y se prorrogan determinadas medidas para responder a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica, y para la recuperación económica y social de la isla de La Palma, amplía los CNAE’s que pueden deducirse 2.600 €/empleado dados de alta en la Seguridad Social a fecha 15 de junio de 2022:
133 Acabado de textiles.
089 Industrias extractivas n.c.o.p.
239 Fabricación de productos abrasivos y productos minerales no metálicos n.c.o.p.
201 Fabricación de productos químicos básicos.
241 Fabricación de productos básicos de hierro, acero y ferroaleaciones.
234 Fabricación de otros productos cerámicos.
235 Fabricación de cemento, cal y yeso.
244 Producción de metales preciosos y de otros metales no férreos.
203 Pinturas, barnices, tintas de imprenta y masillas.
La otra medida es que se ha permitido 3 veces el cambio de caudal contratado y una vez el tipo de tarifa de ATR de gas desde 31 MAR y hasta el 31 DIC 2022. Los incrementos de caudal o cambios de nivel de peaje estarán limitados a los valores contratados con anterioridad a la entrada en vigor de la disposición adicional quinta del Real Decreto-ley 29/2021, de 21 de diciembre. Asimismo, los consumidores que hubieran suspendido su suministro, conforme el apartado 1.c de la citada disposición adicional quinta podrán prorrogarlo hasta el 31 de diciembre de 2022 o solicitar una nueva suspensión de suministro en el caso de que ya lo hubieran reestablecido.
El gobierno ya ha aprobado los nuevos cargos y peajes de gas para 1 Oct 2022 mediante la Resolución de 19 de mayo de 2022, en la cual se anticipa una bajada del Término Fijo de Capacidad del 19,4%, 27,1% y 27,4% para las tarifas RL8, RL9 y RL10, respectivamente. Y una bajada de 4,8%, 15,5% y 14,0% en el Término Variable, respectivamente. En este análisis no se incluyen dichas variaciones porque el periodo interanual inicial comienza antes de la fecha de aplicación. En todo caso, esa bajada ya está siendo absorbida por el aumento del coste de la materia prima.
Respecto a la excepción ibérica, la tabla siguiente resume el ajuste reconocido a las plantas térmicas de CCGT, Carbón y Cogeneración (CHP) sin régimen retributivo regulado.
Fecha | Precio Carga Base Térmica CCGT/Carbón/CHP desregulada (€/MWh) |
Día | Pgn Mibgas | Prgn | Diferencia | Eficiencia | Y |
15/06/2022 | 80,00 | 40,00 | 40,00 | 55% | 72,73 |
16/06/2022 | 97,54 | 40,00 | 57,54 | 55% | 104,62 |
17/06/2022 | 106,94 | 40,00 | 66,94 | 55% | 121,71 |
18/06/2022 | 109,67 | 40,00 | 69,67 | 55% | 126,67 |
19/06/2022 | 106,33 | 40,00 | 66,33 | 55% | 120,60 |
20/06/2022 | 109,36 | 40,00 | 69,36 | 55% | 126,11 |
21/06/2022 | 116,00 | 40,00 | 76,00 | 55% | 138,18 |
22/06/2022 | 118,89 | 40,00 | 78,89 | 55% | 143,44 |
23/06/2022 | 117,22 | 40,00 | 77,22 | 55% | 140,40 |
24/06/2022 | 119,62 | 40,00 | 79,62 | 55% | 144,76 |
25/06/2022 | 118,79 | 40,00 | 78,79 | 55% | 143,25 |
26/06/2022 | 114,04 | 40,00 | 74,04 | 55% | 134,62 |
27/06/2022 | 115,64 | 40,00 | 75,64 | 55% | 137,53 |
28/06/2022 | 125,00 | 40,00 | 85,00 | 55% | 154,55 |
29/06/2022 | 116,02 | 40,00 | 76,02 | 55% | 138,22 |
30/06/2022 | 116,03 | 40,00 | 76,03 | 55% | 138,24 |
01/07/2022 | 121,03 | 40,00 | 81,03 | 55% | 147,33 |
02/07/2022 | 126,53 | 40,00 | 86,53 | 55% | 157,33 |
03/07/2022 | 121,65 | 40,00 | 81,65 | 55% | 148,45 |
04/07/2022 | 123,27 | 40,00 | 83,27 | 55% | 151,40 |
05/07/2022 | 132,54 | 40,00 | 92,54 | 55% | 168,25 |
06/07/2022 | 142,13 | 40,00 | 102,13 | 55% | 185,69 |
07/07/2022 | 138,13 | 40,00 | 98,13 | 55% | 178,42 |
08/07/2022 | 149,14 | 40,00 | 109,14 | 55% | 198,44 |
09/07/2022 | 150,18 | 40,00 | 110,18 | 55% | 200,33 |
10/07/2022 | 144,92 | 40,00 | 104,92 | 55% | 190,76 |
11/07/2022 | 142,46 | 40,00 | 102,46 | 55% | 186,29 |
12/07/2022 | 145,18 | 40,00 | 105,18 | 55% | 191,24 |
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Mes | Pgn Mibgas | Prgn | Diferencia | Eficiencia | Y |
Media 15-30Jun | 111,69 | 40,00 | 71,69 | 55% | 130,35 |
Media 1-12 Jul | 136,43 | 40,00 | 96,43 | 55% | 175,33 |
Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.
“Y” es la cuantía unitaria diaria del ajuste a la generación, en €/MWh, redondeado a euros con dos decimales. Pgn es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). Prgn es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, inicialmente el valor de 40 €/MWh (6 meses).