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2025 – Semana 4
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Shipping
2025- Semana 4
Shipping Index
Dirty Tankers Spot Rates TCE
VLCC
El mercado se desplomó de nuevo cerca de los niveles observados hace dos semanas. El viaje de 270.000 tm de Oriente Medio Golfo a China (TD3C) cayó 23 puntos a 54,15 WS, lo que arroja un TCE diario de ida y vuelta de $31.568. En el mercado del Atlántico, la tarifa para 260.000 tm África Occidental/China (TD15) cayó 18 puntos a 59,33 WS (que corresponde a un TCE de ida y vuelta de $37.517), mientras que la tarifa para 270.000 tm Golfo de EE. UU./China (TD22) perdió 1.285.000 USD a 8.750.000 USD (lo que muestra un TCE diario de ida y vuelta de $44.635).
SUEZMAX
Los Suezmax también se han debilitado, aunque como este tamaño de activo no había alcanzado los vertiginosos máximos observados en los VLCC, la reducción es menos dramática. El viaje de 130.000 tm Nigeria/Reino Unido Continente (TD20) cayó 9 puntos a 76,67 WS, lo que significa un TCE diario de ida y vuelta de $27.132, mientras que la ruta TD27 (Guyana a Reino Unido Continente sobre la base de 130.000 tm) cayó 5,5 puntos a 73,67 WS, lo que se traduce en un TCE diario de ida y vuelta de $24.904 USD sobre la base de descarga en Rotterdam. Para la ruta TD6 de 135.000 tm CPC/Med, la tarifa perdió casi 2 puntos a 88,25 WS (mostrando un TCE diario de $27.097 ida y vuelta). En Oriente Medio, la velocidad de la ruta TD23 de 140.000 toneladas desde el Golfo de Oriente Medio hasta el Mediterráneo (a través del Canal de Suez) bajó un punto hasta cerca del nivel WS98,5.
AFRAMAX
En el Mar del Norte, la tarifa para la ruta de 80.000 tm Cross-UK Continent (TD7) se mantuvo alrededor del nivel WS110, lo que nuevamente dio un TCE diario de ida y vuelta de aproximadamente $19.691, con base en Hound Point a Wilhelmshaven. En el mercado del Mediterráneo, la tarifa para la ruta de 80.000 tm Cross-Mediterranean (TD19) aumentó 7 puntos a WS131,78 (base Ceyhan a Lavera, que muestra un TCE diario de ida y vuelta de $34.055).
Al otro lado del Atlántico, el mercado se desaceleró aún más. La ruta de 70.000 tm East Coast Mexico/US Gulf (TD26) y la ruta de 70.000 tm Covenas/US Gulf (TD9) vieron las tarifas perder alrededor de 14 puntos para terminar ambas en el nivel WS117, lo que muestra un TCE diario de ida y vuelta de alrededor de $19.000 y $17.300, respectivamente. La tarifa para la ruta transatlántica de 70.000 toneladas métricas Golfo de EE. UU./Continente del Reino Unido (TD25) bajó 15 puntos a 115,28 WS (lo que da un TCE de ida y vuelta entre Houston y Róterdam de 22.130 dólares por día), lo que no incentivará los lastres desde Europa por el momento.
LR2 - Spot Rates
LR2
Los LR2 en el Golfo de Oriente Medio (MEG) alcanzaron un punto máximo esta semana y comenzaron a retroceder. La ruta TC1 de 75,000 toneladas métricas MEG/Japón bajó 31.39 puntos, situándose en WS140, mientras que la ruta hacia el oeste TC20 de 90,000 toneladas métricas MEG/Reino Unido y el continente europeo pasó de $4.36 millones a $3.94 millones. Al oeste de Suez, las rutas del Mediterráneo al este para LR2 (TC15) lograron un leve aumento de $100,000, alcanzando $3.27 millones.
LR1
La ruta TC5 de 55,000 toneladas métricas MEG/Japón también registró una caída significativa esta semana, bajando 33.43 puntos y situándose en WS139.98. Por su parte, la ruta TC8 de 65,000 toneladas métricas MEG/Reino Unido y el continente europeo disminuyó casi un 25%, alcanzando los $2.84 millones. En el Reino Unido y el continente europeo, el índice TC16 de 60,000 toneladas métricas ARA/África Occidental subió a WS123.89 (+9.17), impulsado por actividad registrada a principios de la semana.
MR - Spot Rates TCE
MR
Los MRs en el Golfo de Oriente Medio (MEG) registraron una fuerte corrección a la baja esta semana. El índice TC17 de 35,000 toneladas métricas MEG/África Oriental perdió 40.72 puntos, situándose en WS185.71, aunque se ha mantenido estable en este nivel durante los últimos dos días al momento de escribir esto. En el Reino Unido y el continente europeo, los MRs alcanzaron su punto máximo esta semana, alrededor de WS180 para el índice TC2 de 37,000 toneladas métricas ARA/costa atlántica de EE.UU., pero desde su pico a mitad de semana retrocedió a WS167.19, llevando el ingreso TCE de la Bolsa Báltica por viaje redondo por debajo de los $20,000 diarios a $18,175 diarios. La ruta TC19 de 37,000 toneladas métricas ARA/África Occidental también alcanzó un máximo ligeramente superior a WS200, pero retrocedió a WS189.06. En el Golfo de EE. UU., las tarifas de los MRs disminuyeron escalonadamente esta semana. La ruta TC14 de 38,000 toneladas métricas Golfo de EE.UU./Reino Unido y continente europeo cayó 12.15 puntos respecto al viernes pasado, situándose en WS115.71, con un ingreso TCE de $9,526 diarios según la Bolsa Báltica. El índice TC18 para 38,000 toneladas métricas Golfo de EE.UU./Brasil bajó de WS185 a WS165.71, y la ruta TC21 de 38,000 toneladas métricas Golfo de EE. UU./Caribe se redujo un 21%, alcanzando $495,000. Finalmente, el índice TCE del Triángulo Atlántico de MRs pasó de $28,100 a $25,020.
HANDYMAX
Ambas rutas BCTI Handymax mejoraron nuevamente esta semana. En el Mediterráneo, el índice TC6 subió 47.23 puntos, alcanzando WS221.67, mientras que, en el Reino Unido y el continente europeo, la ruta TC23 de 30,000 toneladas métricas a través del Reino Unido y el continente aumentó de WS190 a WS193.89.
Time Charter 1 Year
Time Charter 3 Years
Containers Spot Rates
Drybulk
CAPESIZE
El mercado de los Capesize enfrentó una semana complicada, con una tendencia de caída constante en todos los frentes. El índice BCI 5TC perdió $2,852 durante la semana, cerrando en $8,156. En el Pacífico, la actividad de los mineros fue escasa, con solo uno operando de manera constante. Las tarifas desde el oeste de Australia hacia China rondaron los $6.00 a principios de la semana, pero descendieron a $5.85 al cierre. Aunque los volúmenes de carga parecían estables, la demanda limitada y el aumento de tonelaje disponible afectaron negativamente el sentimiento del mercado.
En el Atlántico Sur, el panorama mostró cierto optimismo a mediados de semana gracias a nuevas solicitudes desde el sur de Brasil y África Occidental hacia China, lo que impulsó momentáneamente el índice C3. Sin embargo, el aumento de buques en lastre y la menor actividad transatlántica provocaron una fuerte caída, con descensos significativos en los índices C3 y C8 hacia el final de la semana.
PANAMAX
Las tarifas continuaron disminuyendo durante toda la semana, con la esperanza de que el mercado encontrara un suelo, aunque aún se observaron transacciones a niveles muy bajos. El Pacífico comenzó la semana con cierta actividad, pero, con la proximidad de las festividades en Asia, el mercado se desaceleró significativamente hacia el fin de semana. En el Atlántico, la falta de demanda suficiente no logró contrarrestar el gran volumen de buques en lastre, lo que afectó drásticamente las tarifas en la mayoría de las rutas comerciales.
En los trayectos desde Sudamérica hacia el Lejano Oriente, se observó una gran diferencia entre las tarifas de viaje y las de time charter. Se cerraron algunas transacciones a $30.00 para llegadas en la segunda mitad de febrero, lo que resultó bajo en comparación con los equivalentes de time charter frente a los precios spot. En Asia, las anteriormente robustas tarifas desde el NoPac se desmoronaron esta semana, con tarifas en el rango de los $7,000 siendo comunes, mientras que los viajes de ida y vuelta desde Australia oscilaron entre $4,000 y bajos $5,000. Como es habitual en esta época del año, se registró una actividad moderada de contratos a corto plazo. Buques de 82,000 toneladas métricas alcanzaron tarifas entre $13,750 y $12,000 para periodos cortos de hasta un año
ULTRAMAX/SUPRAMAX
Otra semana difícil para el sector, con la incertidumbre persistente y la falta de nueva carga provocando una caída generalizada en las tarifas. El Atlántico se mantuvo muy apagado, con poca actividad desde el Golfo de EE. UU., donde un buque de 61,000 toneladas métricas fijó un viaje desde el Golfo de EE.UU. con coque de petróleo hacia China a $16,000 a mediados de la semana. En otros lugares, otro buque de 61,000 toneladas métricas fijó un viaje desde África Occidental a China a $12,000.
En Asia, el aumento de tonelaje disponible a corto plazo hizo que el panorama fuera desalentador desde el punto de vista de los propietarios. Un buque de 56,000 toneladas métricas cerró un viaje de Indonesia a China por $3,000. Más al norte, las opciones fueron limitadas, con un buque de 61,000 toneladas métricas fijando un viaje redondo desde NoPac con entrega en Busan a $8,000. Las opciones de backhaul también fueron escasas, con un buque de 57,000 toneladas métricas fijando un viaje de China a África Occidental en torno a los $7,000 medios.
En el Océano Índico, la actividad también fue débil. Un buque de 59,000 toneladas métricas cerró un viaje desde Sudáfrica a China a $10,000 más un bono de lastre de $100,000. Con las festividades chinas a la vuelta de la esquina, parece poco probable que esta tendencia experimente un cambio significativo.
Gas Tankers
LNG
El mercado de transporte de GNL ha experimentado una nueva caída en el sentimiento. Impulsado por un exceso de tonelaje, la falta de cargas y los retrasos en Freeport, el mercado sufrió otro descenso. La transacción más reciente, un acuerdo con motores de dos tiempos, se cerró por debajo de los $10,000, generando menos del 100% de ganancias en un viaje redondo.
La ruta BLNG1 Australia–Japón para buques de 160,000 m³ TFDE y 174,000 m³ de dos tiempos registró caídas en las tarifas, con descensos de $1,600 y $1,800 respectivamente. El índice TFDE cerró en $8,600, mientras que el índice de dos tiempos terminó en $15,400. A pesar de estas caídas, el mercado del Pacífico tuvo un mejor desempeño que el del Atlántico, donde las rutas BLNG2 y BLNG3 experimentaron descensos aún más pronunciados.
En la ruta BLNG2 Houston–Continente, el índice de 174,000 m³ de dos tiempos cayó $8,100, cerrando en $9,500, mientras que el equivalente de 160,000 m³ TFDE disminuyó $5,400, quedando en $4,400. Estas tarifas representan algunos de los niveles más bajos registrados en la historia del mercado de GNL. La ruta BLNG3 Houston–Japón tuvo la mayor caída de la semana, con el índice de 174,000 m³ de dos tiempos bajando $8,900 a $14,200, y el índice de 160,000 m³ TFDE cayendo $7,800 para cerrar en $7,100.
El mercado de contratos a plazo también mostró pocos cambios. Las tarifas a corto plazo aumentaron ligeramente en $450, situándose en $25,200 para contratos de seis meses. Las tarifas a un año disminuyeron $600, cerrando en $30,725, mientras que las de tres años subieron modestamente $1,700, alcanzando $48,250. Estas fluctuaciones mínimas reflejan la falta de interés en contratos a largo plazo. Con el aumento en la oferta de buques, no se espera una recuperación de las tarifas a plazo en el corto plazo.
LPG
Esta semana, el mercado de GLP experimentó un notable giro bajista, con descensos registrados en las principales rutas. La ruta BLPG1 Ras Tanura–Chiba sufrió una caída pronunciada, con tarifas que disminuyeron $12, cerrando en $47.33. Este descenso también afectó los ingresos diarios TCE, que bajaron $12,573, quedando en $27,075. La caída en las tarifas refleja una menor demanda de buques en esta ruta, lo que contribuye al sentimiento general negativo en el mercado.
En el Atlántico, tanto BLPG2 como BLPG3 enfrentaron presión a la baja debido a un sentimiento bajista más moderado. La ruta BLPG2 Houston–Flushing registró una disminución de $2.63, cerrando en $53.25. Los ingresos diarios TCE también cayeron $3,488, cerrando en $49,002, reflejando la tendencia general de menor actividad en la cuenca del Atlántico. Por su parte, la ruta BLPG3 Houston–Chiba experimentó una reducción de $1.92, atribuida principalmente a la ausencia de solicitudes para los buques disponibles, lo que evidencia una mayor debilidad en la demanda de esta ruta. La tarifa final publicada por el Báltico para BLPG3 se situó en $97.58, con ingresos TCE de $33,160.
El panorama general del mercado se mantiene cauteloso, ya que estas caídas sugieren un período de actividad reducida y una posible mayor presión sobre las tarifas en el corto plazo.
Vessel Values
Monitor
Materias Primas
2025- Semana 4
Oil
Tras tres semanas consecutivas de avances, el petróleo ha pisado el freno. El barril de Brent retrocedió un -2.83% hasta los $78.50, mientras que el WTI acentuó las caídas hasta el -3.53%, equivalentes a $74.66.
La semana estuvo condicionada por la toma de posesión de Donald Trump, que desde el primer momento no perdió el tiempo y aprovechó el altavoz mediático que le confiere el Despacho Oval para marcar su narrativa. Entre los señalados, la OPEP+, a quien pidió precios más bajos. Igualmente, México y Canadá están en la diana, con la amenaza de imposición de aranceles de hasta el 25% sobre todas las importaciones a partir del 1 de febrero, lo que podría incidir enormemente en el petróleo. Ambos países –especialmente Canadá- proveen una parte muy sustancial del crudo pesado que precisan las refinerías estadounidenses, con lo que, de aprobarse semejantes medidas, los productores de Alberta tendrían que incrementar de manera proporcional el precio de venta hacia el país vecino, redundando en precios más elevados para la ciudadanía, lo que en última instancia podría redundar en destrucción de demanda.
Trump también tuvo tiempo para cargar contra Putin, al que instó a llegar a un acuerdo negociado con relación a Ucrania o se exponía a mayores sanciones económicas. El mandatario ruso respondió el viernes con su predisposición al diálogo, lo que el mercado interpretó nuevamente con un sesgo bajista por el impacto que podría tener la potencial firma de la paz en el suministro global.
El intervencionismo de Trump no se limitó a las interpelaciones hacia otros países, sino que anunció la declaración de Emergencia Energética con tal de incentivar la producción de petróleo y desregularizar el sector, abaratando los costes operativos de las compañías. Igualmente, anunció la intención de volver a rellenar al completo las reservas estratégicas (SPR, por sus siglas en inglés), lo que conllevaría la adquisición de cerca de 300 millones de barriles respecto a los niveles actuales.
En el mercado físico, los timespreads se dieron un respiro tras días de gran fortaleza; la sorpresa vino de la pata financiera, toda vez que el posicionamiento neto entre los fondos de inversión, con datos hasta el martes, siguió siendo alcista, agregando nuevos contratos y llevando la apuesta especulativa a su mayor nivel desde abril de 2024.
Los datos de inventarios mostraron un descenso generalizado en todas las métricas, si bien las diferencias son sustanciales; en ese sentido, el volumen de productos refinados se mantiene en cotas históricamente elevadas, imagen diametralmente opuesta al crudo, cuyos niveles se encuentran en cotas muy bajas dada la época del año.
Pese a la imposición de sanciones a gran escala por parte de la OFAC a las flotas en la sombra de Irán y Rusia, por ahora no se aprecia un sustancial desequilibrio entre oferta y demanda, lo que mantiene al mercado a la expectativa. Igualmente, hubo un importante incendio en el mayor yacimiento petrolífero de Irak, en Rumalia, afectando a unos 0.3 mbp/d; si bien el daño quedó contenido, no está claro cuándo podrá recuperarse la plena producción.
Natural Gas
Sólida semana para el gas natural a ambos lados del Atlántico, con el TTF de referencia en Europa despuntando tras anotarse un +4.97%, hasta los 49.77€/MWh, quedándose muy cerca de la cota psicológica de los 50€/MWh tras el rally del viernes. El Henry Hub por su parte limitó los avances al +2%, hasta los $4.027 MMBtu.
El ritmo de vaciado de los inventarios subterráneos en el viejo continente se mantuvo toda la semana en cotas muy elevadas, oscilando entre el 0.7-0.8% de media todos los días, condicionado por el frío imperante y el menor recurso renovable disponible, lo que acentuó el consumo de gas natural para la generación eléctrica. A falta de cerca de dos meses para la finalización del invierno, la radiografía continental es preocupante, si bien hay diferencias sustanciales en función de la geografía. Así, por ejemplo, España está en una situación bastante holgada, todo lo contrario que Países Bajos.
De seguir la inercia actual, Europa podría llegar a finales de marzo con las reservas por debajo del 30%, lo que implicaría que, durante el periodo comprendido entre la primavera y el verano, se deban contratar entre 100 y 120 metaneros de más con respecto a las cifras de 2024, para cubrir en torno a 12,000 mmc de capacidad perdida. A precios de mercado implican no menos de $6,000 millones, a sumar a la ya de por sí abultada factura final.
Con este panorama no es de extrañar que el premium sobre el TTF para el próximo verano con respecto al invierno de 2025-26 cotice en niveles históricamente altos. La semana pasada se llegaron a registrar picos de hasta 4.85€/MWh, sin ir más lejos. El mercado anticipa una fase de llenado compleja en un entorno de suministro tensionado, lo que implicará tener que rascarse el bolsillo para atraer cargamentos de las principales plazas, empezando por Estados Unidos. Igualmente, el premium del TTF sobre el JKM de referencia en Asia se ha incrementado notablemente.
Ahí entra en escena la también la interferencia política, que no hará más que agravar el problema de fondo. Alemania ha sido la primera en abrir la puerta a ayudar a las utilities germanas mediante subsidios públicos en el proceso de rellenado. Esto genera un agravio comparativo con el resto de los países europeos, al perder competitividad, lo que forzará al resto de capitales a adoptar las mismas medidas para no quedarse atrás y poner en riesgo su seguridad energética. Roma, con las segundas mayores reservas subterráneas del continente -solo por detrás de Alemania-, ya ha dicho que estudia medidas similares.
Se están poniendo las bases, por tanto, para repetir un escenario como el de 2022. Terminaremos el invierno con inventarios en niveles peligrosamente bajos, con un suministro mucho más concentrado y dependiente de Estados Unidos tras perder el tránsito terrestre de Rusia vía Ucrania, y con un incremento de la oferta inferior al inicialmente previsto, dado que las grandes adiciones tanto desde el Golfo de México como desde Catar no llegarán hasta 2026 y 2027. Quedaremos a merced de la meteorología, que dictará sentencia en los próximos meses, así como de una eventual resolución amistosa de la guerra en Ucrania, cuyas derivadas en el mercado del gas pueden ser muy importantes y claramente deflacionarias.
Coal
El rebote de la semana pasada, condicionado por dos disrupciones de calado en la oferta, ha encontrado réplica a la baja tras que los futuros del Newcastle retrocedieron un -0.77%, hasta los $116.35/Tn.
Las palabras de Trump, que abogó por incrementar su consumo como medio para apuntalar la creciente demanda de energía asociada a la inteligencia artificial, no fue suficiente para mover la aguja, que sin embargo sí benefició a las principales mineras del sector.
La oferta sigue eclipsando cualquier tentativa de mejora en la demanda, y la llegada del mandatario republicano mantiene a la industria en vilo por la potencial imposición de aranceles, que podría mermar el consumo de materias primas ante el encarecimiento de los precios.
Copper
El cobre se dio un respiro tras un gran arranque de año, cediendo un -1.09% hasta los $4.29 la libra. El mercado pudo tomar el pulso a la toma de posesión de Trump en la Casa Blanca, más si cabe ante la previsible imposición de aranceles a México, Canadá y China a partir del 1 de febrero, que entre otros productos podría afectar al metal rojo.
La semana también estuvo condicionada por los anuncios de las grandes mineras como BHP, que reportó un incremento de la producción de cobre del 17% durante su segundo trimestre fiscal, gracias especialmente a Chile.
En esa misma línea, Zambia, el segundo mayor productor de África, informó de un aumento interanual del 11% en 2024 de la mano de multinacionales como la canadiense First Quantum, hasta las 820,000 toneladas. De cara a 2025, Lusaka proyecta una producción de 1 millón de toneladas, un notable incremento que podría contribuir a presionar los precios a la baja.
Precious Metals
No parece que haya techo para el oro, que enfiló su tercera semana consecutiva de avances en 2025 tras anotarse un más que notable +2.56%, hasta los $2,770.1 la onza, su nivel más alto desde octubre, y quedándose a escasos $9 de firmar nuevos máximos históricos.
Mucha de la explicación al gran comportamiento de la pasada semana hay que encontrarla en el regreso de Trump a la Casa Blanca, y muy en particular a su narrativa. Por un lado, no dudó en señalar a México, Canadá y China, si bien por diversos motivos, y amenazarles con la imposición de aranceles a gran escala a partir del próximo 1 de febrero; en ese sentido, el oro se vio beneficiado por su componente defensivo como reservorio de valor.
Igualmente, el magnate republicano expuso sin tapujos que quería una inflación más baja y por extensión una política monetaria más laxa, con tipos de interés menores, lo que beneficia especialmente a los metales preciosos.
En tercer lugar, porque la política económica que ha defendido de la mano de su nuevo Secretario del Tesoro, Scott Bessent, implica no solo prorrogar las bajadas de impuestos que aprobó ya en su primer mandato, sino ampliarlas, acrecentando más si cabe el enorme déficit fiscal que arrastra el país y que cerró en 2024 en el 8%, equivalente a $1.8 billones. En efecto, el oro tiene demanda por su calidad crediticia como sustituto de los bonos soberanos, más que por sus características similares a las de estos últimos.
La plata por su parte tuvo un desempeño mucho más discreto, con alzas del 0.80% hasta los $30.57 la onza.
Situación parecida vivió el platino, que subió un +0.68% hasta los $957.6 la onza, mientras que el paladio acaparó buena parte de los focos al dispararse un +4.54% hasta los $990 la onza.
