La previsión de la baja necesidad de gas para generación eléctrica en el conjunto europeo por la gran penetración de las renovables unida a la paulatina recuperación de la energía nuclear francesa, las elevadas temperaturas y el buen estado de los almacenamientos de gas, han impulsado la tendencia bajista en los mercados de gas.
En cuanto al precio medio de MIBGAS en diciembre fue de 99,50€/MWh, un 64,51% superior al pasado noviembre (+39,0€/MWh) y un 11,1% inferior a diciembre de 2021 (-12,5€/MWh). Respecto al precio medio del TTF de diciembre de 117,1€/MWh MIBGAS ha sido un 15% inferior (-17,61€/MWh).
Asimismo, en Europa el nivel de almacenamiento subterráneo se sitúa en un 83,27% de llenado, superando el nivel del año pasado. Respecto al pasado 16 de diciembre, los almacenes subterráneos han disminuido sus reservas a 30 de diciembre y están al 92,3% de su capacidad, mientras que las reservas de los tanques de GNL aumentan hasta el 78,5% de su capacidad.
Además, el Brent cierra la última quincena del año a la baja. Los fundamentales de este periodo han sido el anuncio de la Fed y del BCE de seguir subiendo los tipos de interés, así como la disminución de demanda por crecimiento de casos Covid en China. La curva de futuros a corto plazo se mantiene ligeramente en contango, lo que parece reflejar cierta seguridad por parte de la oferta en los próximos meses.
En lo relativo a esta última quincena el Henry Hub ha cotizado de media sobre los 6,16$/MMBtu, en una franja entre los 7,15 y los 4,06$/MMBtu, lo que representa un 11,7% más respecto la media del periodo anterior.
Finalmente, a 29 de diciembre, el Brent 6,0,3 para el Q1 de 2023 cierra a 93,90$/bbl, un 0,76%, menos que el cierre anterior (15 de diciembre). Tanto el CAL 23 como el CAL 24 cierran al alza un 2,5% y 1,8% respectivamente.
Las cotizaciones medias de todos los Hubs se sitúan por debajo de las cotizaciones medias del periodo anterior. El CAL 23 europeo ha cotizado sobre los 93,24€/MWh, un 31,7% menos que el periodo anterior.
