(Agrega los últimos precios) Por Scott DiSavino NUEVA YORK, 21 nov (Reuters) – Los futuros del gas natural de Estados Unidos cayeron alrededor de un 1% a un mínimo de siete semanas el martes debido a una producción récord que debería permitir a las empresas de servicios públicos seguir inyectando gas en sus almacenes hasta finales de noviembre. en lugar de sacar el gas del almacenamiento para satisfacer la demanda de calefacción como es habitual. Se esperaba que las reservas de gas de Estados Unidos aumentaran desde un 6% por encima de lo normal durante la semana que terminó el 10 de noviembre hasta un 7% en la semana que terminó el 17 de noviembre, según estimaciones de los analistas. Los precios obtuvieron cierto apoyo de los pronósticos de un clima más frío y una mayor demanda de calefacción durante las próximas dos semanas, y de cantidades récord de flujos de gas hacia las plantas de exportación de gas natural licuado (GNL). Los futuros de gas para entrega en diciembre en la Bolsa Mercantil de Nueva York cayeron 3,6 centavos, o un 1,2%, para ubicarse en 2,846 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu). Por segundo día, el cierre fue el más bajo desde el 2 de octubre. Un factor que ha limitado los precios futuros ha sido la caída de los precios al contado o del día siguiente en el índice de referencia Henry Hub en Luisiana. El mercado al contado ha cotizado por debajo de los futuros del primer mes durante 186 de los 223 días hábiles de este año, según datos de la firma financiera LSEG. Los precios del día siguiente en el Henry Hub bajaron aproximadamente un 5% a 2,49 dólares por mmBtu el martes. Los analistas han señalado que mientras los precios al contado se mantengan lo suficientemente por debajo de los futuros del primer mes para cubrir el margen y los costos de almacenamiento, los operadores deberían poder asegurar ganancias de arbitraje comprando gas al contado, almacenándolo y vendiendo un contrato de futuros. Con una producción en niveles récord y grandes cantidades de gas almacenado, el mercado de futuros está enviando señales de que algunos comerciantes han perdido la esperanza de ver picos de precios invernales entre noviembre y marzo. Por ejemplo, la prima de los futuros de enero sobre diciembre estuvo en su nivel más bajo desde noviembre de 2022, mientras que la prima de los futuros de marzo de 2024 sobre abril de 2024 cayó a un mínimo histórico por cuarto día. Los futuros de abril, el primer mes de la temporada de inyecciones de verano, estuvieron cerca de superar a marzo, el último mes de la temporada de retiradas de invierno. Bob Yawger, director de futuros energéticos del Mizuho Bank, dijo que “el gas es básicamente un combustible para calefacción y nunca debería cambiar el invierno por el verano”. Mientras tanto, la prima de los futuros para 2025 sobre 2024 aumentó a 80 centavos por mmBtu, un cuarto récord consecutivo. Los analistas esperan que los precios aumenten en 2025 a medida que aumente la demanda de gas una vez que entren en servicio varias nuevas plantas de exportación de GNL en EE. UU., Canadá y México. OFERTA Y DEMANDA LSEG dijo que la producción promedio de gas en los 48 estados del sur de Estados Unidos aumentó a 107,5 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) en lo que va de noviembre desde un récord de 104,2 bcfd en octubre. A diario, la producción alcanzó un récord de 108,9 bcfd el lunes, superando el máximo histórico anterior de 108,6 bcfd del domingo. Los meteorólogos proyectaron que el clima pasaría de ser más cálido de lo normal ahora a más frío de lo normal entre el 24 de noviembre y el 24 de diciembre. 1 antes de volver a calentarse más de lo normal del 3 al 6 de diciembre. Con la llegada de un clima más frío, LSEG pronosticó que la demanda de gas de EE.UU. en los 48 estados contiguos, incluidas las exportaciones, saltaría de 112,5 bcfd esta semana a 129,7 bcfd la próxima semana. Esas previsiones fueron más altas que las perspectivas de Refinitiv del lunes. Los flujos de gas a las siete grandes plantas exportadoras de GNL de EE.UU. aumentaron a un promedio de 14,2 bcfd en lo que va de noviembre, frente a los 13,7 bcfd de octubre y un récord mensual de 14,0 bcfd en abril. Semana terminada Semana terminada Hace un año Cinco años 17 de noviembre 10 de noviembre 17 de noviembre promedio Pronóstico actual 17 de noviembre Cambio semanal en el almacenamiento de gas natural de EE. UU. (bcf): +7 +60 -60 -53 Total de gas natural almacenado en EE. UU. (bcf): 3.840 3.833 3.575 3.577 Almacenamiento total en EE. UU. frente al promedio de 5 años 7,4% 5,6% Futuros de referencia de gas global ($ por mmBtu) Día actual Día anterior Este mes Año anterior Cinco años Promedio del año pasado Promedio 2022 (2017-2021) Henry Hub 2,89 2,88 6,43 6,54 2,89 Transferencia de título Instalación (TTF) 14,47 14,67 35,88 40,50 7,49 Marcador Japón Corea (JKM) 17,13 16,98 28,37 34,11 8,95 LSEG Calefacción (HDD), refrigeración (CDD) y grados día totales (TDD) Pronóstico total de dos semanas Día actual Día anterior Año anterior 10- Año Norma de 30 años Norma GFS de EE. UU. HDD 347 346 343 319 332 CDD de GFS de EE. UU. 5 6 7 8 7 TDD de GFS de EE. UU. 352 352 350 327 339 LSEG Pronósticos semanales de oferta y demanda de GFS de EE. UU. Semana anterior Actual Semana próxima Esta semana Semana de cinco años Última Año Promedio mensual Oferta de EE. UU. (bcfd) Producción seca de los 48 países inferiores de EE. UU. 107,6 108,3 108,2 101,6 94,4 Importaciones de EE. UU. desde Canadá 8,3 8,0 8,4 9,8 8,3 Importaciones de GNL de EE. UU. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 Oferta total de EE. UU. 115,9 116,3 116,7 111 .4 102,8 Demanda estadounidense (bcfd ) Exportaciones de EE. UU. a Canadá 3,1 3,0 3,1 3,4 2,9 Exportaciones de EE. UU. a México 6,0 5,3 6,0 5,6 5,3 Exportaciones de GNL de EE. UU. 14,4 14,4 14,4 11,8 7,9 Comercial de EE. UU. 10,6 11,4 15,7 14,6 11,7 Residencial de EE. UU. 15,5 17,1 2 5, 7 23,8 17,5 Central eléctrica de EE. UU. 31,8 29,7 31,3 29,9 27,5 Industrial de EE. UU. 23,3 23,7 25,3 24,8 24,3 Combustible vegetal de EE. UU. 5,3 5,3 5,3 5,3 5,2 Distribución de tuberías de EE. UU. 2,4 2,4 2,8 2,4 2,3 Combustible para vehículos de EE. UU. 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Consumo total de EE. UU. 88,9 88,8 106,3 100,9 88,6 Demanda total de EE. UU. 112,4 112,5 129,7 121,7 104,7 Noroeste de EE. UU. Centro de pronóstico del río (NWRFC) en The Dalles Dam Día actual Día anterior 2023 2022 2021 % de normal % de normal % de normal % de normal % de normal Pronóstico Pronóstico Actual Actual Actual Abr-Sep 84 86 83 107 81 Ene-Jul 82 84 77 102 79 Oct -Sep 83 85 76 103 81 Porcentaje de generación de energía semanal de EE. UU. por combustible – EIA Semana terminada Semana terminada Semana terminada Semana terminada Semana terminada 24 de noviembre 17 de noviembre 10 de noviembre 3 de noviembre 27 de octubre Eólica 10 11 11 14 Solar 3 4 4 4 Hidroeléctrica 6 5 5 5 Otros 2 2 1 2 Petróleo 0 0 0 0 Gas natural 42 41 40 40 Carbón 17 16 19 16 Nuclear 20 20 19 19 SNL Gas natural de EE. UU. Precios del día siguiente ($ por mmBtu) Centro Día actual Día anterior Henry Hub 2,49 2,62 Transco Z6 Nueva York 2,32 2,53 PG&E Citygate 5,82 5,71 Eastern Gas (antiguo Dominion South) 2,21 2,22 Chicago Citygate 2,35 2,39 Algonquin Citygate 3,04 3,53 SoCal Citygate 5,79 5,35 Waha Hub 2,07 1,55 AECO 1. 75 1,78 SNL US Power Precios al día siguiente ($ por megavatio-hora) Centro Día actual Día anterior Nueva Inglaterra 47,25 36,00 PJM Oeste 47,50 35,00 Ercot Norte 20,00 22,00 Centro C 76,33 80,42 Palo Verde 50,75 45,00 SP-15 50,50 47,00 (Reporte de Scott DiSavino; edición de Jonathan Oatis y David Gregorio)
