Para la industria, el gas supone entre el 10% y el 50% del total de los costes de producción. Es importante, por tanto, contar con un seguimiento pormenorizado de la evolución de los precios. En el último boletín elaborado por la Asociación para un Gas Industrial Competitivo (GasIndustrial), se muestra la evolución del los precios de este mercado correspondiente al periodo del 12 de diciembre de 2020 al 8 de enero de 2021.
Resumen de los datos más destacables
SUBE EL GAS EN EUROPA
- Sube en este periodo un 19,8% la media de los precios spot de los hubs europeos hasta los 18,15 €/MWh, 3,00 €/MWh más que el periodo anterior.
- Durante este último periodo los precios de gas de los hubs europeos han sufrido subidas generalizadas. Motivados por la drástica disminución de temperaturas tanto en Europa como Asia, y de la fuerte subida del JKM en Asia que continua atrayendo cargas mundiales de GNL en detrimento Europeo. En cuanto a la oferta, los flujos noruegos y rusos se han mantenido estables presionando así los precios al alza. Destacar la fuerte subida de MIBGAS hasta los 55 €/MWh por las tensiones del abastecimiento de GNL.
- El diferencial de precios entre los hubs sube este periodo un 173%, hasta los 6,27 €/MWh, respecto al periodo anterior. Los precios máximos diarios se han visto en el MIBGAS español, que han llegado hasta los 55,18 €/MWh. Los precios mínimos diarios se han visto en el NCG alemán, siendo el mínimo del periodo de 15,17 €/MWh. Destacar que todos los hubs han sobrepasado la fórmula indexada al Brent.
- MIBGAS aumenta su volatilidad respecto al resto de hubs europeos. Los diferenciales, respecto a la media europea sin MIBGAS, se han situado entre +35,55 y +0,64 €/MWh.
- En octubre Argelia se mantiene en el puesto del principal suministrador de gas natural a España con una cuota del 33,9%. Estados Unidos avanza a Rusia y se posiciona en segundo lugar con una cuota del 22,5%.
- En octubre, el aprovisionamiento de GNL ha sido de un 69% del total. El gas por canalización ha representado un 31%.
- En octubre, el GNL se mantiene más competitivo que el gas canalizado. Respectivamente, los precios han sido de 12.40 €/MWh y de 13.14 €/MWh, según los datos proporcionados por la Agencia Tributaria. Durante ese periodo el índice MIBGAS (PVB) ha sido de 13,76 €/MWh.
- Respecto al pasado 12/12, el 8 de enero los almacenes subterráneos han disminuido sus reservas y están al 75.1% de su capacidad. Los tanques de GNL, han disminuido hasta el 39.0% de su capacidad.
EL CRUDO AL ALZA
- Este último periodo la tendencia al alza del Brent se ha mantenido. Entre los principales motivos de esta tendencia alcista se encuentra el incremento de la demanda especulativa de almacenamiento por el lado de la demanda. En cuanto a la oferta, la decisión de Arabia Saudita de recortar la producción mantiene la presión al alza.
- En diciembre el Brent sube un 17,2% respecto a noviembre, y baja un 25.7% respecto a diciembre de 2019.
EL HENRY HUB PLANO
- En este periodo el Henry Hub ha cotizado de media sobre los 2,59 $/MMBtu, en una franja entre los 2,76 y los 2,36 $/MMBtu.
- El precio medio del Henry Hub durante el pasado periodo (2,59 $/MMBtu) ha bajado un 0,6% respecto a la de media del periodo interior, lo que representa 0,02 $/MMBtu en valor absoluto.
CURVAS DE FUTURO AL ALZA
- A 8 de enero el Brent 6,0,3 para Q2 2021 cierra a 49,97 $/bbl, un 5,91% más que el cierre anterior del 10 de diciembre. Q3 2021 lo hace en 55,6 $/bbl, un 11,04% superior al anterior cierre. Q4 2021 cierra en 55,07 $/bbl, un 10,48 % más. Q1 2022 cierra en 54,1 $/bbl, un 9,23% más que el cierre anterior.
- El CAL 21 cerró el pasado 8 de enero en 54,8 $/bbl, un 10,1% más que el cierre anterior del 10 de diciembre, el CAL 22, lo ha hecho en 52,1 $/bbl, un 6,9% más que el anterior..
- A finales de diciembre, la tendencia a largo plazo sitúa el precio del crudo sobre los 49,21 $/bbl (2027), unos 1,4 $/bbl menos que hace un mes.
- A 4 de enero el Henry Hub para Q4 2020 cierra a 2,41 $/MMBtu, un 2.17% por debajo del cierre anterior del 7 de diciembre. Q1 2021 lo hace en 2,58 $/MMBtu, un 6,48% menos. Q2 2021 cierra en 2,62 $/MMBtu, un 7,5% menos. Q3 2021 cierra en 2,76 $/MMBtu, un 8,39% menos que el cierre anterior.
- El CAL 21 cerró el 4 de enero en 2,71 $/MMBtu, un 7,35% menos que el cierre anterior del 7 de diciembre, el CAL 22, lo ha hecho en 2,61 $/bbl, un 2,2% menos que el anterior.
- Las cotizaciones medias del CAL 22 de todos los hubs excepto el Henry Hub se sitúan por encima de las cotizaciones medias del periodo anterior. El CAL 22 europeo ha cotizado sobre los 15,64 €/MWh , un 8,3% más que el periodo anterior; Henry Hub estadounidense cotiza en 7,27 €/MWh, un 1,2% menos; MIBGAS ha cotizado sobre los 16,87 €/MWh, un 6,9% más; el JKM asiático sobre los 17,36 €/MWh un 8,2% más.
LA DEMANDA DE GAS NACIONAL SUBE EN DICIEMBRE
- La demanda de gas nacional subió en diciembre un 3,4% (+1,2 TWh) respecto a dec-19. La demanda de gas para generación eléctrica ha bajado un 3,5% (-0,2 TWh) debido a un aumento de las generaciones eólica y nuclear; la demanda del sector doméstico y PyMES sube un 13,0% (+1,2 TWh) respecto la registrada en dec-19.
- Subida de demanda industrial de un 0,3% (+0,1 TWh) el mayor descenso lo ha tenido el sector papel, mientras que la construcción y la agroalimentaria han aumentado la demanda.
Datos facilitados por GasINDUSTRIAL
