Gas natural y GNL: del índice de hub al coste industrial entregado

Ilustración editorial generada con IA; no representa un proyecto verificado, precios reales ni datos de gráficos.

1. Decisión económica

Gas barato en origen no garantiza GNL barato entregado. Se compra transformación, transporte, terminal, pérdidas energéticas y entrega local. Henry Hub es estadounidense, TTF europeo y la serie japonesa CIF es importación. Su diferencia no es factura de transporte ni demuestra arbitraje accesible al cliente industrial. Comience por obligación de entrega y energía térmica útil, no por el índice menor con prima no documentada.

2. Evidencia de mercado fechada

El Pink Sheet del Banco Mundial del 2 de octubre registra agosto→septiembre de 2026: Henry Hub 2.77→2.95, TTF 21.11→25.42, GNL Japón 15.27→14.25 USD/MMBtu. Los dos últimos valores japoneses son estimaciones CIF de importación, no JKM spot. Movimientos distintos destacan ubicación y contrato. EIA explica GNL; los costes siguientes son hipótesis separadas, no reconstrucción de las series.

3. Límite de costes y cálculo

Los costes son escenarios nominales ilustrativos al 7 de octubre de 2026, no ofertas ni promedios observados de octubre. IVA recuperable, financiación, penalizaciones y carbono quedan excluidos salvo indicación. Se conservan periodos y clasificación de las fuentes.

Defina todo por MMBtu en poder calorífico superior HHV. Hub 4 USD/MMBtu, factor de alimentación ilustrativo 1.02, licuefacción 2.5, transporte 1.2 y regasificación 0.5 USD/MMBtu. Subtotal = 4 × 1.02 + 2.5 + 1.2 + 0.5 = 8.28 USD/MMBtu. Energía retenida 0.98: 8.28/0.98 = 8.44898. Añadir gasoducto local 0.8: 9.24898 USD/MMBtu HHV. El cargo local va después del denominador energético; aplicarlo a cada cargo cambia el límite contractual.

Reservar capacidad vincula promedio con utilización. Una reserva terminal adicional de 1200000 USD/año para 600000 MMBtu/año agrega 2 USD/MMBtu; con 300000 y misma reserva agrega 4. El gráfico la excluye deliberadamente; añadir sólo si oferta real no incluye acceso. Precio spot bajo puede coexistir con factura media alta a baja utilización.

4. Sensibilidad y tabla de costes

Modelo HHV ilustrativo: hub 3/4/5 USD/MMBtu, factor 1.02, licuefacción 2.5, transporte 1.2, regasificación 0.5 USD/MMBtu; dividir subtotal por energía retenida 0.98 y añadir gasoducto 0.8. 8.2082/9.2490/10.2898 USD/MMBtu HHV; no son ofertas.

El factor retenido pertenece a su tramo físico. Aquí 0.98 describe cadena de carga aguas arriba; gasoducto local después. Flete por MMBtu entregado exige contabilidad distinta de factura por MMBtu cargado. No infiera pérdida universal del 2%: sustituya supuesto por registros de viaje, terminal y custodia. Temperatura, composición y medición afectan conversión volumen–MMBtu; metro cúbico estándar solo no determina energía universal.

5. Interpretación operativa

El gráfico conserva modelo: hub 3/4/5 produce 8.2082/9.2490/10.2898 USD/MMBtu HHV. Un aumento de 1 USD/MMBtu mueve entrega 1.02/0.98 = 1.04082, no exactamente uno. Con 1 MWh = 3.412142 MMBtu, base cercana a 31.56 USD/MWh térmico HHV. Una caldera al 90% HHV requiere 31.56/0.90 = 35.07 USD/MWh útil antes de operación y capital. No inserte eficiencia LHV sin conversión en un precio HHV.

Para 600000 MMBtu/año hipotéticos, base cuesta aproximadamente 5549388 USD/año antes de reserva. Un dólar de hub agrega 600000 × 1.04082 = 624492 USD/año con mismo volumen. Reducir combustible 10% sin liberar reserva baja variables aproximadamente 554938.8 USD, pero conserva reserva. Separe combustible evitable de acceso comprometido; no atribuya 10% de toda factura a ahorro de combustible.

6. Evidencia contractual y umbral de decisión

Compruebe alimentación, combustible retenido y evaporación incluidos en peaje o descontados de energía del titular. Verifique reserva terminal, compra mínima, responsabilidad del viaje, capacidad de gasoducto y balance. Añadir prima de transporte a una oferta ya entregada duplica costes. El criterio es coste comparable al sitio con volumen y disponibilidad requeridos, no diferencia de hubs. La indexación petrolera exige pendiente, desfase y constante firmados; no la sustituya por Henry Hub sólo por ser público.

Concilie tres registros cuando correspondan: energía cargada, entregada tras terminal y aceptada en planta. Asigne pérdidas a parte correcta. Compruebe redirección o liberación antes de valorar flexibilidad; mercado alternativo teórico no es derecho ejecutable. Compare GNL y gasoducto con mismo calor útil, presión, flexibilidad diaria y continuidad. Ruta interrumpible barata puede necesitar almacenamiento o respaldo valorados aparte, no ocultos en prima global.

7. Preguntas frecuentes

¿CIF Japón es JKM spot? No: otra base y estimaciones recientes. ¿MMBtu siempre define HHV? No: confirme contrato. ¿La diferencia de hubs garantiza ahorro? No: demuestre capacidad, peajes, pérdidas, obligaciones y exposición primero.

8. Referencias e ingeniería relacionada

• World Bank October 2026 Pink Sheet
• EIA LNG explanation
• EIA energy conversion calculators
• EIA October STEO

• Transporte GNL y energía entregada
• Margen del generador y consumo térmico