El último boletín de precios de mercados de GasIndustrial del 3 al 16 de diciembre muestra una subida del 27,9% de la media de los precios spot de los hubs europeos, hasta los 134,48 EUR/MWh, 29,31 más que la quincena anterior.
La ola de frío que azota a Europa y la poca aportación eólica al mix eléctrico -que ha provocado un incremento en la demanda de gas para la generación eléctrica- impulsan el precio spot al alza. Además, los paros por mantenimiento no planificado en el campo noruego de Oseberg y la falta de acuerdo de la UE respecto al topado del precio de gas añaden presión al alza. A pesar de esta subida, el buen nivel de los almacenamientos en Europa hace prever una relajación en la tendencia alcista. El nivel de almacenamiento subterráneo está en el 84,59% de llenado, por encima del de 2021.
La demanda nacional de gas bajó en noviembre el 30% (-12,00 TWh) respecto al mismo mes de 2021. Para generación eléctrica desciende un 25,7% (-3,3 TWh) debido a una mayor generación nuclear y menor demanda de electricidad.
La demanda industrial baja un 27,6% (-5,0 TWh), siendo el sector refino el que sufre el mayor descenso. Por su parte, la del sector doméstico y pymes cae un 42,9% (-3,5 TWh) respecto a la de octubre de 2021.
En octubre, Argelia fue el principal suministrador de gas natural a España con una cuota del 25,2%, mientras Nigeria subió al segundo lugar con una cuota del 18,2%.
En octubre, el aprovisionamiento de GNL fue el 79% del total y por canalización, el 21%. Ese mes, el GN canalizado siguió más competitivo que el GNL con, respectivamente, precios de 54,59 y 67,81 EUR/MWh, según la Agencia Tributaria.
En noviembre, el Brent bajó un 2,1% respecto a octubre, subiendo un 12,5% con relación a noviembre de 2021, recuperándose en la segunda semana de diciembre tras una fuerte caída al inicio del mes y cerrando en valores justo por debajo a los del periodo anterior.
El temor a una posible recesión por el escenario de inflación motivó un movimiento general a la baja en los activos de riesgo. Sin embargo, los esfuerzos por parte del Gobierno chino de impulsar la economía y los problemas por el lado de la oferta, como el bloqueo de petroleros frente a Turquía y las paradas no programadas en el oleoducto de Keystone (EE.UU.), consiguieron revertir la situación y cerrar con tendencia alcista.
En este último periodo el Henry Hub, volátil, cotizó de media sobre los 5,52 dólares/MMBtu, en una franja entre los 7,20 y los 4,15, lo que representa un 11,6% menos respecto a la media del periodo anterior.
Las curvas de futuro indican crudo a la baja y gas al alza. A 15 de diciembre, el Brent 6,03 para el Q1 de 2023 cerró a 94,61 dólares/bbl, un 0,82%, menos que el día 1. Tanto el CAL 23 como el CAL 24 cerraron a la baja un 6,3 % y 5,8%, respectivamente.
Las cotizaciones medias de todos los hubs se situaron por encima de las cotizaciones medias del periodo anterior, excepto el HH. El CAL 23 europeo cotizó sobre los 136,541 EUR/MWh, un 1,5% más que su cifra precedente.
