- El mercado del gas natural registra un excedente de almacenamiento, con unas existencias un 33% superiores a los niveles de hace un año y un 20% por encima de la media quinquenal.
- La adición prevista de 74 bcf al almacenamiento de gas elevaría las existencias a 2,137 billones de pies cúbicos, o tcf, para la semana finalizada el 5 de mayo, un 31% por encima de la misma semana del año anterior y aproximadamente un 18% por encima de la media quinquenal.
- El suave clima primaveral, la baja demanda de gas, el mantenimiento de los gasoductos y el descenso de las exportaciones de gas natural licuado han llevado esta semana a los precios al contado del gas natural a terreno negativo.
Almacenamiento. Almacenamiento. Almacenamiento.
Parece que el mercado no se cansa del almacenamiento.
Con los inventarios de gas de hace dos semanas ya un 33% por encima de los niveles de hace un año y un 20% por encima de la media de cinco años, la previsión de adición de la semana pasada de 74.000 millones de pies cúbicos o bcf -que son sólo ligeramente inferiores históricamente- no hará mucho por los largos en el juego que desean escapar de la trampa de los precios de 2 dólares.
Los últimos datos los publicará el Departamento de Energía de EE.UU. a las 10:30 ET (14:30 GMT) de hoy.
Se produce después de otra ronda de tiempo apenas de apoyo – para el mercado del gas que es, aunque los estadounidenses les encantaría que las temperaturas perfectas no demasiado frío, no demasiado caliente.
Hace sólo quince días, se produjeron auténticos escalofríos que provocaron el calentamiento de los interiores. Pero todo eso se disipó tras las lluvias de los últimos días, y unas condiciones de viento débiles que no pudieron llevar el fresco a todo el país.
Dijo Gelber & Associates, asesor de mercados energéticos con sede en Houston, en una nota sobre el gas natural:
“Las precipitaciones y un sistema de baja presión que atraviesa Texas actualmente han enfriado las temperaturas más cálidas que se han materializado últimamente reduciendo parte de la demanda de refrigeración necesaria”.
Para una lectura precisa, los datos de calor del proveedor de datos asociado a Reuters, Refinitiv, mostraron que hubo alrededor de 62 grados-día de calefacción, o HDDs, la semana pasada en comparación con un normal de 30 años de 47 HDDs para el período.
Los HDD miden el número de grados que la temperatura media de un día está por debajo de los 65 grados Fahrenheit (18 grados Celsius) para estimar la demanda de calefacción de hogares y empresas.
La adición de 74 bcf prevista para el almacenamiento de gas la semana pasada elevaría las reservas a 2,137 trillones de pies cúbicos, o tcf, para la semana finalizada el 5 de mayo. Esto supondría un 31% más que en la misma semana del año pasado y alrededor de un 18% más que la media de cinco años, lo que supone una mejora respecto a la semana anterior pero, como ya se ha señalado, sólo marginal.
Los analistas de Gelber dijeron en su nota que la producción de gas de EE.UU. se mantiene ligeramente por debajo del pico reciente de 101 bcf por día, proporcionando un poco de alivio a los largos en el espacio – aunque eso no sería por mucho tiempo.
“[Output] se espera que vuelva [higher] después del mantenimiento [at production sites] “, decía la nota.
Compensar cualquier impacto significativo de la menor producción fue una caída en las exportaciones de gas natural licuado, o GNL, dijeron los analistas de Gelber, y agregó:
“Todo esto apunta a fuertes inyecciones de almacenamiento en las próximas semanas en los 100”.
El suave clima primaveral, la baja demanda de gas y el mantenimiento de los gasoductos ya habían llevado esta semana a los precios al contado del gas natural a territorio negativo en el centro de Waha, en el oeste de Texas.
En la sesión del miércoles, los precios del Waha cerraron a -0,35 dólares por millón de unidades térmicas británicas.
Fue la primera vez que los precios al contado se establecieron en territorio negativo desde octubre de 2020. Hubo sesiones el pasado octubre en las que el centro de Waha cotizó en negativo, pero esas sesiones cerraron en territorio positivo.
La inusual dinámica del hub de Waha -donde hay mucha oferta pero no suficiente capacidad de absorción- combinada con trabajos de mantenimiento y una baja demanda de gas colocaron a Waha en esta posición.
Los analistas opinan que, incluso después de que concluyan los trabajos de mantenimiento y se regularice la demanda, el hub de Waha volverá a tener precios normales, pero con un importante descuento respecto a los futuros del gas en el Henry Hub.
En el momento de redactar este informe, el precio del mes de junio en el Henry Hub se situaba justo por debajo de los 2,20 dólares por mmBtu, atrapado en el puño de muerte de los niveles medios de 2 dólares que han sido el pilar de los futuros del gas desde febrero. A pesar de la relativa estabilidad del mercado de futuros, el mes de referencia del Henry Hub ha bajado más de un 50% desde principios de año.
Los gráficos indican pocos cambios inmediatos en la suerte del gas de junio, dijo Sunil Kumar Dixit, estratega técnico jefe de SKCharting.com.
“Un cierre diario y semanal por encima de los 2,40 dólares serán los primeros indicios de una reanudación de la tendencia alcista en el Henry Hub del mes anterior, que se confirmará con la superación del máximo de 2,55 dólares”, dijo Dixit.
Más allá se encuentra el objetivo a largo plazo de la media móvil simple de 100 días, añadió:
“La otra cara de la moneda es que una caída constante por debajo de la media móvil exponencial de 5 días, o EMA, de 2,19 dólares, mantendrá el impulso bajista. Eso podría invitar a posibles caídas a 2,04 y 1,94 dólares”.
LNG Marching to Own Drummer
En el frente del GNL, la interrupción de la producción en Freeport LNG ha elevado algo los precios básicos en el mercado de gas del este de Texas este mes, según un informe de S&P Global Commodity Insights de esta semana.
En marzo, las entregas de gas a la planta de licuefacción de Quintana Island promediaron algo más de 1,0 bcf al día.
Pero los flujos a la terminal han oscilado significativamente, oscilando desde un máximo de casi 1,7 bcf/d el 5 de marzo a un mínimo de unos 220 millones de pies cúbicos métricos al día, o mmcf/d, el 7 de marzo, según mostraron los datos de S&P.
Freeport estaba en camino de recibir más de 1,4 bcf/d de gas de alimentación el 24 de marzo tras superar los 1,0 bcf/d de los tres días anteriores, según los datos de nominación del ciclo vespertino que podrían revisarse posteriormente.
El regreso de Freeport tras una interrupción de ocho meses ha contribuido a aumentar las entregas de gas de alimentación de GNL en EE.UU., que ahora están en camino de alcanzar un nuevo máximo medio mensual de casi 13,1 bcf/d hasta el 24 de marzo.
Esta cifra está en camino de superar el récord histórico mensual de 12,8 bcf/d establecido en marzo de 2022. Los participantes en el mercado están observando el aumento de las operaciones en Freeport como un factor que podría reforzar los lánguidos precios del gas de la Costa del Golfo, ya que aprieta los fundamentos del mercado regional.
En el Henry Hub, los futuros han ignorado hasta ahora la reanudación de la demanda de gas de alimentación en Freeport.
Sin embargo, en el mercado de gas del este de Texas, la demanda adicional de gas de alimentación de Freeport ha reforzado sin duda el equilibrio entre oferta y demanda. En el Canal de Navegación de Houston, los precios al contado se han fortalecido hasta una media de 24 céntimos de descuento respecto al Henry Hub este mes, frente a los 42 céntimos de descuento de febrero y los 67 céntimos de descuento de enero, según muestran los datos de Platts.
Durante la prolongada parada de Freeport, los precios básicos en Houston Ship Channel y Katy Hub experimentaron oscilaciones salvajes, cotizando en más de una ocasión con descuentos de 2 dólares por mmBtu o más respecto al Henry Hub. En los meses anteriores al cierre de la terminal, los precios básicos en los dos centros del este de Texas sólo registraron un descuento medio de unos 25 céntimos respecto a la referencia estadounidense.
Al mismo tiempo, el esfuerzo de Freeport LNG para volver al servicio completo parece estar “sesgando las muestras de gasoductos fuera del esquisto de Haynesville y creando una visión distorsionada de las tendencias de suministro de gas natural”, dijo East Daley Analytics en una nota de investigación reciente.
East Daley citó los flujos de gasoductos en el este de Texas y el norte de Luisiana que parecían ralentizarse a finales de febrero desde un máximo histórico, lo que provocó especulaciones de que los productores de Haynesville podrían estar cerrando pozos en respuesta a los bajos precios del gas.
Por el contrario, los analistas creen que el gas del centro de Carthage, un punto clave para el suministro de Haynesville, se estaba redirigiendo hacia el sur por gasoductos internos para satisfacer la demanda de gas de alimentación de Freeport LNG, en lugar de enviarse hacia el este, al noreste de Luisiana.
El 21 de febrero, los organismos reguladores estadounidenses dieron luz verde a Freeport LNG para reanudar la producción en sus dos primeros trenes, a lo que siguió, poco más de dos semanas después, la autorización, el 8 de marzo, para iniciar la explotación de su tercer tren.
A la vista de las previsiones de reanudación de la producción de Freeport, muchos operadores habrían supuesto que el visto bueno de los organismos reguladores iría seguido de un rápido aumento de los flujos de gas de alimentación a Freeport, que volverían a los niveles anteriores a la interrupción, en torno a los 2 bcf/día.
El mes pasado, los mercados de bases a plazo del Canal de Navegación de Houston parecían prever ese resultado.
A mediados de febrero, los contratos a plazo de abril y mayo del centro de operaciones del este de Texas se fortalecieron hasta situarse unos 20 céntimos por detrás del precio a plazo correspondiente del Henry Hub. A finales de marzo, sin embargo, el diferencial del mercado a plazo se ha ampliado con abril y mayo cotizando ahora unos 32 céntimos por detrás del Henry Hub, a medida que el mercado hace balance de los tropiezos en la reanudación de Freeport.
S&P Global prevé que la demanda de gas de alimentación de GNL de EE.UU. alcanzará una media de 13,4 bcf/d en 2023, frente a los 11,8 bcf/d del año pasado. Las previsiones apuntan a un aumento del gas de alimentación de GNL en el invierno de 2023-24, con un máximo de 14 bcf/d en noviembre.
A nivel mundial, se espera que la reanudación de la producción de GNL en Freeport sea la mayor adición de suministro al mercado internacional de GNL en 2023.
Las operaciones de rampa en curso en la instalación también ayudarán a determinar la fuerza global de la demanda de gas de alimentación de GNL de EE.UU. a la salida del invierno.
“La temporada baja de primavera suele ser el momento en que las instalaciones estadounidenses desconectan las unidades de licuefacción para el mantenimiento estacional, lo que podría agravar el impacto en el mercado de la continua debilidad de la demanda de gas de alimentación en Freeport”, dijo S&P Global.
El pronosticador también informó de la cancelación de cuatro cargas de Freeport LNG en marzo, ya que el operador experimentó problemas de válvulas en el Tren 1 y problemas eléctricos en el Tren 2, según fuentes del mercado. Freeport, sin embargo, declinó hacer comentarios.
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Descargo de responsabilidad: El contenido de este artículo tiene como único objetivo educar e informar, y no constituye en modo alguno una incitación o recomendación a la compra o venta de materias primas o valores relacionados. El autor, Barani Krishnan, no tiene ninguna posición en las materias primas ni en los valores sobre los que escribe. Suele utilizar una serie de puntos de vista ajenos a los suyos para aportar diversidad a su análisis de cualquier mercado. En aras de la neutralidad, a veces presenta opiniones contrarias y variables de mercado.
Source: INVESTING
