ENERGIA LOCAL ha elaborado para GasIndustrial el boletín nº 52 de precios de mercados de gas, correspondiente a la quincena del 12 de mayo 2018 a 25 de mayo de 2018.

• La media aritmética de los precios spot en los hubs europeos durante la quincena del 12 de mayo al 25 de mayo ha sido de 22,44 €/MWh, un 8% más (1,7 €/MWh) que la quincena anterior.
• El precio del gas natural se mueve fuertemente correlacionado con el precio del petróleo y en los últimos días ha iniciado undescenso. A ello también ha ayudado una menor demanda por temperaturas más suaves y el aumento progresivo de la producción en los yacimientos de gas noruegos.
• El MGP italiano sigue marcando máximos diarios respecto al resto de hubs europeos. Tanto el MIBGAS español, como el TRSfrancés se mantienen desmarcados de la media europea.
• MIBGAS ha cotizado por encima de la media europea durante esta última quincena, si bien se ha mantenido por debajo de los precios máximos marcados por el MGP italiano. Si principios de la semana del 21/05 el diferencial con la media europea era de poco más de 1 €/MWh, acabó cerrando la semana recortando hasta los 0,5 €/MWh de diferencial.
• Argelia se mantiene, durante el mes de febrero, como el principal suministrador de gas con una cuota del 59%. Catar se sitúa en segundo lugar con una cuota del 12% del total de importaciones de gas natural.
• Durante el mes de marzo el gas canalizado representó el 52% de los aprovisionamientos, mientras que el GNL alcanzó el 48%.
• En marzo se mantiene la competitividad del GNL frente al gas canalizado. Respectivamente los precios han sido de 15,38 €/MWh y de 17,13 €/MWh; en ambos casos han cotizado a la baja respecto al mes de febrero.
• Los almacenes subterráneos mantienen la operativa de almacenamiento iniciada en abril, en línea con la previsión en época estival, a 25 de mayo se sitúan al 64 % de su capacidad. El almacenado en los tanques de GNL también sube y se sitúa al 41% de su capacidad.
• La tensión provocada por la crisis iraní y su programa nuclear ha llevado el petróleo a rebasar los 80 $/bbl, marcando máximos desde finales de 2014. Sin embargo, los mercados se han hecho eco de conversaciones entre Rusia y Arabia Saudí para incrementar la producción de crudo a partir de junio frenando en seco la escalada de precios
• En petróleo Brent mensual de abril ha repuntado un 9% respecto al pasado mes de marzo. En los doce últimos meses el aumento se ha situado en un 43%.
• El mercado gasista de referencia estadounidense, Henry Hub, ha marcado máximo mensual durante esta quincena cotizando en los 2,85 $/MMBtu. No obstante, el precio medio se ha mantenido estable en los 2,78 $/MMBtu igual que la quincena pasada. Durante esta última quincena en la que se ha mantenido en una estrecha que va entre los 2,9 y los 2,8 $/MMBtu.
• Los futuros del Brent acompañan a la curva del mercado spot. El Brent 6,0,3 para el 3T de 2018, que ya acumula un 79% de los valores, se estima se sitúe entre los 71÷72 $/bbl, lo que supone un 12% más que el trimestre anterior. A pesar de la subida de los futuros, los valores calendar continúan en backwardation: el CAL19 ha cotizado en promedio sobre los 74,2 $/bbl, y el CAL 20en 69,5 $/bbl, respectivamente un promedio de un 6,9%  y 7,7% más, respecto al último boletín.
• Los futuros del Henry Hub cotizan al alza en el medio plazo un 3% más que durante la pasada quincena y se mantienenestables en cuanto a los valores calendar para 2019 y 2019.
• Alza generalizada en los futuros de los mercados internacionales del gas, si bien en el caso del Henry Hub se mantiene estable en origen pero ligeramente al alza al convertirlo en €/MWh por el alza del dólar frente al euro. El mercado europeo cotiza sobre los 22 €/MWh, el asiático sobre los 26 €/MWh y el estadounidense se sitúa en los 7,8 €/MWh. El JKM del mercado asiático mantiene la subida durante estos últimos días a diferencia de los hubs europeos que inician una tendencia a la baja.
• La demanda de gas nacional subió el pasado mes de abril 2018, respecto a abril 2017, un 12% soportado básicamente por elincremento del 39% que supuso la demanda del mercado doméstico y PYMES -las temperaturas han sido más bajas este año que en abril de 2017- y la demanda del sector industrial que lo hizo un 7% con mayor subida en el sector servicios, resto de industria y cogeneración. La demanda del sector eléctrico aumentó un 6,2% motivada por un aumento de la demanda y mayor aportación del hueco térmico respecto a marzo de 2017.

ENERGIA LOCAL ha elaborado para GasIndustrial el boletín nº 51 de precios de mercados de gas, correspondiente a la quincena del 28 de abril 2018 a 11 de mayo de 2018.

Los comentarios más relevantes: 

• La media aritmética de los precios spot en los hubs europeos durante la quincena del 28 de abril al 11 de mayo ha sido de 20,78 €/MWh, un 2,8% más (0,57 €/MWh) que la quincena anterior.
• El precio del gas se contagia del aumento del precio del petróleo. A ello hay que añadir una menor oferta motivada por la situación de mantenimiento de las infraestructuras, así como la demanda de gas para los almacenamientos estratégicos.
• El MGP italiano cotiza por encima de la media de los hubs europeos, si bien modera su diferencial hasta los 1,5 €/MWh. Durante esta quincena MIBGAS y el TRS francés se han desmarcado ligeramente de la media europea.
• MIBGAS ha cotizado, de promedio, ligeramente por encima de la media europea durante esta última quincena. No obstante, ha tenido un comportamiento diferente durante la primera mitad, que prácticamente ha cotizado a la par de la media, que durante la segunda mitad en la que ha existido un diferencial de casi 0,5 €/MWh.
• Argelia se mantiene, durante el mes de febrero, como el principal suministrador de gas con una cuota del 67%. Noruega se sitúa en segundo lugar con una cuota del 8% del total de importaciones de gas natural.
• En febrero se ha invertido en nivel de precios entre GNL y gas canalizado: el GNL, con un precio medio de 16,12 €/MWh, ha sido más competitivo que el gas canalizado que ha tenido un precio medio de 17,35 €/MWh. Llama la atención, que si bien ha sido meramente testimonial con 0,43 GWh -de más de 25 TWh importados-, GNL procedente de Francia se ha pagado a 89,25 €/MWh, según datos de la Agencia Tributaria.
• Los almacenes subterráneos mantienen la operativa de almacenamiento iniciada en abril, en línea con la previsión en época estival. A 11 de mayo se sitúan al 63 % de su capacidad. El almacenado en los tanques de GNL también sube y se sitúa al 32% de su capacidad.
• El petróleo Brent ha superado los 77$/bbl y sigue marcando máximos desde finales de 2014. Por una parte, la tensión geopolítica por la ruptura del acuerdo del programa nuclear iraní por parte de EE.UU. y por otra el equilibrio alcanzado entre oferta y demanda -y menor cantidad de stock-, impulsan los precios al alza.
• En petróleo Brent mensual de abril ha repuntado un 9% respecto al pasado mes de marzo. En los doce últimos meses el aumento se ha situado en un 43%.
• El mercado gasista de referencia estadounidense, Henry Hub, ha experimentado una bajada del 1% durante esta última quincena en la que se ha mantenido en una estrecha que va entre los 2,8 y los 2,7 $/MMBtu.
• Los futuros del Brent acompañan a la curva del mercado spot y cotizan al alza. El Brent 6,0,3 para el 3T de 2018, que ya acumula un 72% de los valores, supera los 71 $/bbl, lo que supone un 11% más que el trimestre anterior. Los valores calendar continúan en backwardation: el CAL19 ha cotizado en promedio sobre los 69,4 $/bbl, y el CAL 20 en 64,5 $/bbl, respectivamente un promedio de un 3,3% y 3,0% más, respecto al último boletín.
• Los futuros del Henry Hub cotizan a la baja: el medio plazo baja un 2%, mientras que los calendar 2019 y 2020 se mantienen similares, en torno a los 2,7 $/MMBtu, casi un 2% menos que la quincena pasada.
• La cotización del CAL 19 de los futuros de los hubs internacionales mantienen la tendencia al alza, salvo el Henry Hub que cotiza en leve descenso. El mercado europeo cotiza sobre los 20 €/MWh, el asiático sobre los 24 €/MWh y el estadounidense en los 7,7 €/MWh. El JKM del mercado asiático ha moderado su subida y esta quincena lo ha hecho un 4,6% (la anterior fue del 7%).
• La demanda de gas nacional subió el pasado mes de abril 2018, respecto a abril 2017, un 12% soportado básicamente por el incremento del 39% que supuso la demanda del mercado doméstico y PYMES -las temperaturas han sido más bajas este año que en abril de 2017- y la demanda del sector industrial que lo hizo un 7% con mayor subida en el sector servicios, resto de industria y cogeneración. La demanda del sector eléctrico aumentó un 6,2% motivada por un aumento de la demanda y mayor aportación del hueco térmico respecto a marzo de 2017.

ENERGIA LOCAL ha elaborado para GasIndustrial el boletín nº 50 de precios de mercados de gas, correspondiente a la quincena del 14 de abril 2018 a 27 de abril de 2018.

Los comentarios más relevantes: 

• La media aritmética de los precios spot en los hubs europeos durante la quincena del 14 de abril al 27 de abril ha sido de 20,20 €/MWh, un 2,1% más (0,41 €/MWh) que la quincena anterior.
• Temperaturas por debajo de lo habitual para la época del año, instalaciones en mantenimiento y menor producción europea, mantienen los precios del gas ligeramente al alza.
• Convergencia de precios en todos los hubs europeos, salvo el MGP italiano que cotiza 2 €/MWh por encima de la media europea y ha sido, durante toda la quincena, quien ha marcado precios máximos.
• MIBGAS ha cotizado sobre la media europea durante esta última quincena. El diferencial se ha reducido desde los 2,5 €/MWh el13 de abril hasta cotizar 0,6 €/MWh por debajo el pasado viernes 27 de abril.
• Argelia se mantiene, durante el mes de febrero, como el principal suministrador de gas con una cuota del 67%. Noruega se sitúa en segundo lugar con una cuota del 8% del total de importaciones de gas natural.
• En febrero se ha invertido en nivel de precios entre GNL y gas canalizado: el GNL, con un precio medio de 16,12 €/MWh, ha sido más competitivo que el gas canalizado que ha tenido un precio medio de 17,35 €/MWh. Llama la atención, que si bien ha sido meramente testimonial con 0,43 GWh -de más de 25 TWh importados-, GNL procedente de Francia se ha pagado a 89,25 €/MWh, según datos de la Agencia Tributaria.
• Los almacenes subterráneos mantienen la operativa de almacenamiento iniciada en abril, en línea con la previsión en época estival. A 27 de abril se sitúan al 64,1 % de su capacidad. El almacenado en los tanques de GNL también sube y se sitúa al 33,4% de su capacidad.
• El petróleo Brent ha superado los 75$/bbl y sigue marcando máximos desde finales de 2014. La tensión geopolítica en Oriente Medio, con Irán a la cabeza, la perspectiva que la OPEP de mantener los recortes y problemas en la producción de algunos de los países del cártel, están sustentando el precio del petróleo.
• En petróleo Brent mensual de marzo ha repuntado un 1,1% respecto al pasado mes de febrero. En los doce últimos meses el aumento se ha situado en un 26,3%.
• El mercado gasista estadounidense, Henry Hub, sigue su lenta subida; esta quincena lo ha hecho un 2%, no obstante se mantiene en la misma estrecha horquilla que va entre los 2,9 y los 2,7 $/MMBtu.
• Los futuros del Brent acompañan a la curva del mercado spot y cotizan al alza. El Brent 6,0,3 para el 3T de 2018, que ya acumula un 64% de los valores, supera los 70 $/bbl, lo que supone un 10% más que el trimestre anterior. Los valores calendar están en backwardation: el CAL19 ha cotizado en promedio sobre los 67,2 $/bbl, y el CAL 20 en 62,6 $/bbl, respectivamente un promedio de un 4,5%  y 3,0% más, respecto al último boletín.
• Los futuros del Henry Hub para el medio plazo cotizan al alza, si bien para el largo plazo se sitúan a la baja. Los calendar de la última quincena cotizan en valores similares a la anterior, sobre los 2,8 $/MMBtu, si bien en los últimos días han sufrido una fuerte corrección de más del 2%.
• La cotización del CAL 19 de los futuros de los hubs internacionales mantienen la tendencia al alza, salvo el Henry Hub que cotiza en leve descenso. El mercado europeo cotiza sobre los 19,1 €/MWh, el asiático sobre los 22,9 €/MWh y el estadounidense se en los 7,6 €/MWh. El JKM del mercado asiático está subiendo casi el doble que la media de los mercados europeos, esta quincena un 7% y un 4% respectivamente respecto la quincena anterior.
• El pasado 24/04 se casó la primera oferta en MIBGAS para 2019: un volumen de 35 GWh a un precio medio de 20,15 €/MWh
• La demanda de gas nacional subió el pasado mes de marzo 2018, respecto a marzo 2017, un 10,2% soportado básicamente por el incremento del 36% que supuso la demanda del mercado doméstico y PYMES -las temperaturas han sido más bajas este año que en marzo de 2017- y la demanda del sector industrial que lo hizo un 3% de manera generalizada en todos los sectores. La demanda del sector eléctrico disminuyó un 1,5%motivada por un aumento de la producción eólica e hidráulica respecto a marzo de 2017.

ENERGIA LOCAL ha elaborado para GasIndustrial el boletín nº 49 de precios de mercados de gas, correspondiente a la quincena del 31 de marzo 2018 a 13 de abril de 2018.

 Los comentarios más relevantes: 

• La mayoría de indicadores que sustentan el precio del gas señalan al alza: una mayor demanda de gas en abril, menor producción en los yacimientos europeos, sistemas gasistas en mantenimiento e inestabilidad geopolítica con el petróleo.
• Repunte de más de 1,5 €/MWh del gas indexado al petróleo para el mes de abril. Los hubs del sur de Europa -MIBGAS español, TRS francés y MGP italiano- han estado desacoplados del resto en más de 2 €/MWh durante la última quincena.
• MIBGAS ha marcado máximos diarios la mitad de los días de la pasada quincena. El diferencial, respecto a la media europea, ha ido en aumento a lo largo de estas dos semanas hasta alcanzar casi los 2,5 €/MWh el pasado 13 de abril.
• Argelia se mantiene, durante el mes de enero, como el principal suministrador de gas con una cuota del 51%. Nigeria se sitúa en segundo lugar con una cuota del 21% del total de importaciones de gas natural. Primera entrada de GNL proveniente de Rusia.
• En enero el precio del GNL continua por encima del precio del gas canalizado. El GNL a 17,6 €/MWh supera al precio del gas natural canalizado a 16,3 €/MWh.
• Los almacenes subterráneos empiezan a llenarse tras el inicio del mes de abril en línea con lo previsto, a 13 de abril se sitúan al67,8 % de su capacidad. El almacenado en los tanques de GNL también sube y se sitúa al 31,7% de su capacidad.
• El petróleo Brent ha superado los 70$/bbl y marca máximos desde noviembre de 2014. La tensión geopolítica en Oriente Medio y los tambores de guerra comercial de EE.UU. marcan la tendencia al alza, por encima de los resultados de los stocks y la producción de crudo.
• En petróleo Brent mensual de marzo ha repuntado un 1,1% respecto al pasado mes de febrero. En los doce últimos meses el aumento se ha situado en un 26,3%.
• El mercado gasista estadounidense, Henry Hub, ha experimentado una ligera subida del 3% durante esta última quincena, no obstante se mantiene en la misma horquilla de los 2,6 y los 2,8 $/MMBtu de hace dos semanas.
• Los futuros del Brent acompañan a la curva del mercado spot y cotizan al alza, si bien no llegan a los niveles spot (backwardation): el CAL19 ha cotizado en promedio sobre los 64,3 $/bbl, y el CAL 20 en 60,8 $/bbl, respectivamente un promedio de un 2,3% y 1,7% más, respecto al último boletín.
• Los futuros de HH se mantienen ligeramente a la baja, tanto el CAL 19 como el CAL 20 cotizan en valores similares sobre los2,8 $/MMBtu.
• Los futuros de los hubs internacionales mantienen la tendencia al alza, salvo el Henry Hab que cotiza plano. El mercadoeuropeo cotiza sobre los 18,3 €/MWh, el asiático sobre los 21,4 €/MWh y el estadounidense se mantiene plano en los 7,7 €/MWh.
• La demanda de gas nacional subió el pasado mes de marzo 2018, respecto a marzo 2017, un 10,2% soportado básicamente por el incremento del 36% que supuso la demanda del mercado doméstico y PYMES -las temperaturas han sido más bajas este año que en marzo de 2017- y la demanda del sector industrial que lo hizo un 3% de manera generalizada en todos los sectores. La demanda del sector eléctrico disminuyó un 1,5% motivada por un aumento de la producción eólica e hidráulica respecto a marzo de 2017.