Precio interanual futuro Dated Brent sigue cayendo, -3,0% frenado por depreciación del Tipo de cambio US$/€ -2,0%, cayendo levemente los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España menos del 1% respecto a valores de hace un mes (caso contrato con indexación a Brent y TC). Pero aún así siguen siendo precios de gas elevadísimos, entre +200% y 300% de la media histórica. 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), por fin revierte, un -32,9% debido al efecto de las acciones de la Comisión Europea en el hub holandés (TTF). Ya era hora de que los especuladores dejasen de arruinar a los compradores de gas. Esto demuestra la falsedad de que el coste de oportunidad del gas provenía de oriente (demanda de China).

Respecto a los hubs de gas europeos, el TTF y NBP caen brutalmente -30,7% y -27,2%, respectivamente, tratando de justificarse por el llenado de los almacenamientos de gas en Europa, cuando realmente es por el temor a sanciones cuando se tenga la valentía de abrir expediente a aquellos que se han forrado por la especulación. En mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae -20,8%. Aun así, los precios internacionales del gas siguen a niveles desorbitantes a medio y largo plazo.

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 sigue elevada, 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 aprovechando los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. 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, beneficio que no está redundando en abaratar el gas en España, sino en exportarlo (¿parcial o totalmente?).

El índice del carbón internacional (ARA) corrige niveles y sigue a la baja (-19,6%) respecto a valores interanuales de hace un mes, 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 a 337,5, Julio se supone que ha tocado techo a 383,9 $US/t para empezar una escalada bajista a medio-largo plazo. Mucha demanda de carbón en Occidente para compensar las reducciones de gas de Rusia, ha tensionado el precio del carbón, pero conforme baja la demanda, empieza a revertir la tendencia esperada. Agosto cayó a 355 y Sep a 339, y se espera 266 Oct, en torno a 253 US$/t para Nov y Dic.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 88,2 a 85,5 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0176 a 0,9971 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 152,5 a 102,4 €/MWh. Nivel 2,56 veces (256%) superior a los 40 €/MWh del límite inicial del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica (porque es realmente un FLOOR). 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 contra la cuenta de resultados de los consumidores).

La media interanual de los futuros del TTF caen de 202,7 a 140,4 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) bajan de 480,9 a 350,2 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX caen de 6,9 a 5,5 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 25-27 €/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 50-54 €/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 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 90,7 – 81,5 – 76,1 y 72,3 US$/barril a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 89,0 – 78,9 – 74,4 y 71,5, respectivamente.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0155 – 1,0318 – 1,0472 y 1,0589 US$/€ a 0,9907 – 1,0135 – 1,0301 y 1,0402 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. En España se hizo público el cierre de una planta de carbón (destruida con dinamita controlada) bajo esta lamentable emergencia nacional. Debería prohibirse desmantelar plantas que puedan protegernos frente al riesgo de importaciones de gas y crudo, sobre todo si podemos extraer carbón nacional a precios más baratos. También existe seria preocupación por la no renovación de explotación (franquiciada) de plantas hidráulicas por el supuesto beneficio ecológico-ambiental en cuencas hidrográficas. Si dichas plantas pasan a ser gestionadas por los consumidores o empresas creadas para ellos, entonces podrían beneficiarse. Pero si es para cerrarlas, sería una auténtico despropósito y posiblemente mala intencionalidad en perjuicio del bienestar socio-económico del mercado eléctrico en particular, y del país en general.

Los targets del TTF pasan de 218,0 – 182,0 – 106,4 y 78,3 €/MWh a finales 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 141,8 – 142,9 – 97,6 y 72,3, respectivamente. Pero si seguimos sin ver bajar aún más esos precios y de forma sostenida en el tiempo, la gran industria europea habrá desaparecido huyendo a otros países que protejan más a las industrias con precios energéticos competitivos y menores restricciones ambientales. No hay presupuesto ni margen para repercutir los precios energéticos a los productos manufacturados en Europa (serían sustituidos aún más por productos asiáticos).

Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 119,5 – 154,6 – 109,5 €/MWh para 2022 – 2023 – 2024 a niveles de 99,3 – 111,8 – 101,8, respectivamente.

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, JUN a 96,7, JUL ha repuntado a 126,1, y AGO se supone que ha tocado techo a 165,8 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 geopolítico-energética de Rusia contra Europa.

Debido a menor demanda de gas en SEP, el precio del MIBGAS ha caído a 115,7 €/MWh, -30,2% respecto AGO. Y gracias a las acciones emprendidas desde la Comisión Europea, se están induciendo precios menores en OCT, cuya media se estima en 66,4, una caída de 42,6% respecto a SEP. Se espera tocar suelo en NOV a 60 €/MWh, pero un repunte en DIC (103,8) y ENE (107,6), al cierre de esta edición. Con lo cual, mucha prudencia, que las alegrías pueden durar poco tiempo. Con estos precios del gas vamos a ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones.

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.

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 en verano se esperaba un cierre anual de 82,3 €/MWh, pero ahora está a 99,3 €/MWh, y con mucha presión alcista en DIC.

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 9,7 veces (973%) en 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 está obligando a parar más de la mitad del parque 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. Sin duda esto podría comprometer el plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por las tradicionales calderas de vapor quemando combustibles fósiles con muy bajo rendimiento energético y el consiguiente aumento de las emisiones de CO2. Esperemos que no lleguemos a ver sufrir ese estadio de funcionamiento ruinoso para todos.

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:

• NOV 2022: ha tenido 11 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 18 Oct), marcando MAX 115,9, medio 92,1 y MIN 60,0. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de precisamente 60 y la media acumulada 159,7 con Máx/Mín de 289,9/60,0. Muestra tendencia bajista hasta fin de este mes de Octubre.
• OCT 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 183,3, medio 128,0 y MIN 78,0. La última cotización del Futuro en OMIP ha sido 78,0 y la media acumulada 157,5 con Máx/Mín de 284,5/78,0. Media day-ahead MIBGAS se estima en 66,4 €/MWh al cierre de esta edición.
• SEP 2022: ha cotizado 23 días, marcando MAX 233,0, medio 171,2 y MIN 136,0. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 167,0 y la media acumulada 136,7 con Máx/Mín de 233,0/72,4. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 115,7.
• AGO 2022: ha cotizado 21 días, marcando MAX 157,0, medio 132,9 y MIN 110,0. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 120,0 y la media acumulada 102,4 con Máx/Mín de 157/68,9. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 165,8.
• JUL 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 123,0, medio 97,4 y MIN 69,9. 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. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 126,1 €/MWh.
• JUN 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 82,6, medio 75,8 y MIN 69,0. 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. 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.

La caída de precios del gas internacional (TTF, NBP, Henry Hub) se ha contagiado rápidamente tanto en el MIBGAS como 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 podría ser 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 cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max, Med y Min de 203,8-96,7-69,0 €/MWh.
• Futuro JUL 2022 ha cotizado desde 1 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 123,0-88,4-69,3 €/MWh.
• Futuro AGO 2022 ha cotizado desde 2 MAY hasta 29 JUL registrando un Max, Med y Min de 157,0-102,4-68,9 €/MWh.
• Futuro SEP 2022 ha cotizado desde 1 JUN hasta 31 AGO registrando un Max, Med y Min de 233,0-136,7-72,4 €/MWh.
• Futuro OCT 2022 ha cotizado desde 1 JUL hasta 30 SEP registrando un Max, Med y Min de 284,5-157,5-78,0 €/MWh.
• Futuro NOV 2022 lleva cotizando desde 1 AGO hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 289,9-159,7-60,0 €/MWh.
• Futuro DIC 2022 lleva cotizando desde 1 SEP hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 220.4-148,4-101,4 €/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) apunta a 99,3, lo cual implica casi 3,94 veces (394%) 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 ENE 2023 lleva cotizando desde 3 OCT hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 131,6-121,2-107,6 €/MWh.
• Futuro 2023 ha empezado a cotizar desde 4 Ene 2021, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 59,1. Última cotización a 111,8 (bajando).
• Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 73,3. Última cotización a 101,8 (bajando).

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):

Nota: Término de energía estimado para consumo gas carga-base, según futuros Brent 603 y TC 101 (media comercializadoras más competitivas). Incluye Peajes 1/10/2022 y Cargos & Almacenamiento 1/1/2022. Excluye Fees CNMC, GTS, IEH, FNEE. TUR estimada y-t-y. Se supone lectura de caudal diario obligatoria (telemedida).

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 (Q3 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 para Q4 2021 a 4,8622 para Q1 2022, 5,3115 para Q2 2022, 5,8283 para el Q3 2022 y acaba de entrar en vigor 6,3555 el 1 OCT 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).

Hace un mes ha saltado la alarma social de las Comunidades de Propietarios, que se habáin visto obligadas a cambiar las calderas de carbón por calderas a gas ciudad, y por el nivel de consumo anual (superior a 50 MWh/año) NO pueden acogerse a la TUR, lo cual supone un aumento de 5 veces el presupuesto previsto, existiendo riesgo de impago porque no hay posibilidades de incrementar tanto una derrama de urgencia por la propia calamidad de los propietarios. Lo mismo ocurre con los consumidores industriales, medianas industrias, comercios, centros comerciales, grandes superficies, etc. La diferencia es que en una finca se puede dar de baja el suministro de gas y calentarse cada uno como buenamente pueda (radiadores o termodifusores, estufas de madera/biomasa/pellets, etc.). Pero en una cogeneración eso no es posible ya que la generación de energía térmica es indispensable en los procesos industriales de la fábrica asociada. Si se apaga la cogeneración, se apaga la fábrica.

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), por oficio, 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, trasladan 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 están bajando últimamente, pero quizás hay que esperar hasta que se estabilicen un poco para plantearse coberturas. 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 intervenciones y 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. Muy importante aprovechar esas ayudas, sino ha sido posible este año, hay que prepararse para el siguiente porque es probable que sigamos en precios altos en 2023.

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 Códigos CNAE habilitados y continúen en su ejercicio en el momento de la solicitud.

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 habilitados que pueden deducirse 2.600 €/empleado dados de alta en la Seguridad Social a fecha 15 de junio de 2022.

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 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 ya se incluyen dichas variaciones porque el periodo interanual. En todo caso, esa bajada ya ha sido absorbida por el aumento del coste de la materia prima.

El 21 SEP ha sido publicado en BOE el Real Decreto-Ley 17/2022, de 20 de septiembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la energía, en la aplicación del régimen retributivo a las instalaciones de cogeneración y se reduce temporalmente el tipo del Impuesto sobre el Valor Añadido aplicable a las entregas, importaciones y adquisiciones intracomunitarias de determinados combustibles. De cara a mitigar el coste de la factura de gas, desde el 1 de octubre de 2022, hasta el 31 de diciembre de 2022, el IVA del gas se reducirá al 5%.

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.

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).

La opcionalidad de cambiar régimen económico a la cogeneración pasando a cobrar el precio del mercado más la compensación por la excepción ibérica podría empeorar aún más la delicada cuenta de resultados si los precios del aprovisionamiento del gas no están indexados a hubs de gas o bien sean precios fijos de gas muy elevados, e inclusive si el pool sigue bajando y desparece la compensación del gas (Pgn índice de combinación de precios del MIBGAS para cada día concreto < Prgn inicialmente 40 €/MWh).

Por último, el 29 SEP se ha publicado la Orden TED/929/2022, de 27 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2023 (desde 1 Oct 2022 hasta 30 Sep 2023), cuyos valores aparecerán en la próxima edición.

Nuevos Cargos por año:

Los cánones de acceso correspondientes a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2023 son los siguientes:

− Canon de almacenamiento: 0,002909 €/(kWh/día)/año.

− Canon de inyección: 0,213891 €/(kWh/día)/año.

− Canon de extracción: 0,382193 €/(kWh/día)/año.