El gas continúa ahogando a las industrias

09 de diciembre de 2021

El último boletín de precios de mercados de GasINDUSTRIAL, correspondiente al periodo del 20 de noviembre al 3 de diciembre de 2021, indica que el gas continúa al alza y sube en este periodo un 17,7% la media de los precios spot de los hubs europeos hasta los 91,43 €/MWh, 13,77 €/MWh más que en la quincena anterior.

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Esta quincena se ha caracterizado por las bajas temperaturas experimentadas en Europa que han provocado el incremento en la demanda; por las sanciones impuestas por EEUU a una empresa vinculada a Rusia e involucrada en la finalización del Nord Stream2; y por el incremento del precio del JKM, indicador del GNL.
En cuanto a la oferta, los flujos de gas procedentes de Noruega y Rusia se han mantenido en valores similares al periodo anterior.
El precio medio de MIBGAS en noviembre fue de 83,11 €/MWh, un 7,4% inferior al pasado octubre (-6,6 €/MWh) y un 473,1% superior a noviembre de 2020 (+68,6 €/MWh). Respecto al precio medio del TTF de octubre de 80,69 €/MWh MIBGAS ha sido un 3,0% más caro (+2,41 €/MWh).

El diferencial de precios entre los hubs disminuye este periodo un 6,2%, hasta los 5,86 €/MWh, respecto al periodo anterior. Los precios máximos diarios se han visto en el MIBGAS español que ha llegado hasta los 100,84 €/MWh, mientras que los mínimos diarios se han dado en el ZEEBRUDGE belga, siendo el mínimo del periodo de 83,99 €/MWh. Destacar que todos los hubs europeos siguen situándose muy por encima de la fórmula indexada al Brent.

Demanda de gas nacional

La demanda de gas nacional aumentó en octubre un 3,1% (+0,9 TWh) respecto a octubre de 2020. Mientras que la demanda de gas para generación eléctrica ha subido un 38% (+2,5 TWh) -por una menor generación eólica e hidráulica-; la demanda del sector doméstico y PyMES baja un 32,2% (-1,2 TWh).
Se ha producido una bajada de demanda industrial de un 1,7% (-0,3 TWh). El mayor aumento lo ha tenido el sector de la construcción seguido del agroalimentario.

En noviembre, el Brent baja un 2,8% respecto a octubre, y sube un 90,3% respecto a noviembre de 2020. El temor al impacto que pueda tener la nueva variante OMICRON de COVID ejerce presión a la baja en el precio del crudo.
Este periodo se ha caracterizado por la liberación de parte de las Reservas Estratégicas de Petróleo estadounidenses, en coordinación con otros países, para compensar la disminución de existencias.
El Brent 6,0,3 para el conjunto de cuatrimestres de 2022 cierra a la baja –a 2 de diciembre- entre un 2,7 % y un 12,7% inferior respecto al último cierre del 18 de noviembre. Tanto el CAL 22 como el CAL 23 siguen la misma línea.
Los futuros del Henry Hub para Q4 2021 y Q1 2022 disminuyen y se sitúan en un 0,1% y 0,64% inferior respecto al cierre anterior. El CAL 22 de los hubs de gas europeos y el JKM asiático cierran por encima de los valores del último periodo entre un 7,5% y un 9,0% más y HH disminuye un 0,2%.

España recurre al gas de Qatar, Nigeria y EEUU

El desplome en el bombeo a través del gasoducto marroquí Magreb-Europa en octubre, el último mes antes de su cierre oficial, ha disparado la llegada de GNL (Gas Natural Licuado) a través de barcos metaneros,.

Octubre fue un mes crítico para el llenado de las reservas estratégicas de cara al invierno y, pese al boom de los precios del gas natural, España disparó un 40% las importaciones de este fluido clave para calefacción y generación eléctrica respecto al mismo mes de 2020. Además, la balanza gasista registró el primer descenso interanual en 2021 de las exportaciones (-16%) a otros países como Francia o Portugal por la ausencia de reenvíos extraordinarios a países como Pakistán, India, China o EEUU como en los últimos meses.
Según el informe de Cores (Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos), la compra neta de gas aumentó un 46,2% interanual en octubre, hasta 38.258 GWh, debido al efecto de menores exportaciones e incremento de la importación. El mayor impacto sobre esta cifra se produjo por el descenso de la entrada de gas a través de gasoducto. Solo el 35,8% llegó a España por esta vía, mientras que el 64,2% restante lo hizo en barco metanero en forma de gas licuado (GNL) a una de las seis principales de regasificadoras que opera Enagás, el gestor de red.

En octubre, el gas procedente de Argelia supuso el 34% del total tras registrar un descenso del 8,4% interanual, en especial, por la caída del suministro vía gasoducto (-21%) y pese a que se multiplicó la entrada de GNL desde este país (+387%). También registró un notable descenso del 16% el bombeo de gas desde Rusia, el mayor suministrador a Europa y que ahora está intentando impulsar su presencia a través de la infraestructura Nord Stream 2. Para España solo se correspondió con el 6,2% de las compras.

La balanza española se reequilibró con un notable aumento de los envíos desde Noruega, que creció ese mes un 302% interanual, hasta suponer el 2,4% del total del gas. Sin embargo, el mayor aumento se registró desde Qatar (+210%) -que superó a Rusia con el 6,8% del suministro-, pero sobre todo de Nigeria (+127%) -que representó el 15% del gas importado- y EEUU, cuyo peso en la tarta se multiplicó (+126%) hasta copar el 25% de la cartera de suministro española en octubre, según Cores.

Por otra parte, y después de una intensa actividad exportadora en verano, las exportaciones de gas natural registraron un importante descenso del 16% respecto a octubre 2020 y se sitúan en 2.151 GWh. El 75,8% del total se exportó a través de la red de gasoductos españoles y el 24,2% restante como GNL. Según Cores, Francia se sitúa como principal destino de las exportaciones (977 GWh, 45,4% del total), seguido de Portugal (680 GWh; 31,6%) y de Puerto Rico, país al que se dirigió el 18% del gas revendido por España al exterior. En verano, antes del boom de precios del gas en el mercado internacional, el informe estadístico registró el envío de un cargamento de 938 GWh de GNL a Pakistán, país con el que no se comerciaba desde enero de 2016, aunque también a India, con el que no había relación en gas desde octubre de 2017; China, por primera vez desde octubre de 2014, y EEUU, algo que no sucedía también desde mayo de hace siete años.
Italia es otra de las grandes novedades del comercio español con el gas que obtiene desde Argelia pese a que el país transalpino cuenta con sus propios gasoductos directos. El envío de este gas al país europeo es el que más crece en el acumulado de enero a octubre (+2.722%) y ya supone el 3,1% del total de las exportaciones españolas de gas. Endesa, controlada por la empresa semiestatal italiana Enel, es junto a Repsol y Naturgy uno de los grandes operadores de GNL en España con más de dos tercios de este mercado.

Finalmente, según algunos expertos el suministro de gas en España volverán a cambiar considerablemente en noviembre y diciembre debido al desplome de los precios del gas en los mercados internacionales. El Henry Hub, referencia de EEUU, ha registrado un desplome superior al 30% en apenas dos semanas y cotiza por debajo de los 4 dólares por mmBtu (unidad termal británica). En cambio, en Europa, los precios siguen cerca de sus máximos históricos por la incertidumbre con el suministro desde Rusia y las tensiones prebélicas en la frontera con Ucrania.

 

 

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