Puntos clave:
Los futuros del gas natural estadounidense cayeron por segunda sesión consecutiva el martes, ya que los flujos de gas de alimentación para exportación de GNL descendieron a un mínimo de cuatro meses y el clima templado de primavera mantuvo la demanda de refrigeración por debajo de las normas estacionales.
Los futuros del gas natural estadounidense bajaron ligeramente el miércoles mientras el mercado esperaba una recuperación en los flujos de gas de alimentación de GNL tras el mantenimiento de primavera, con un clima más cálido que se espera impulse la demanda del sector eléctrico la próxima semana.
"Los operadores están observando la media móvil de 50 días en $3.133 como el nivel de soporte clave: una ruptura por debajo de ese nivel abre la puerta a $2.978", dijo James Hyerczyk, analista técnico y autor de dos libros sobre análisis de mercado. "El pronóstico del clima hasta el 10 de junio es bajista para la demanda, y la producción está en niveles récord".
Los futuros del gas de julio, mes de referencia, en el New York Mercantile Exchange se liquidaron en $3.167 por millón de unidades térmicas británicas el martes, una baja de 1.2 centavos, después de tocar el nivel más bajo desde finales de mayo. Los flujos diarios de gas de alimentación de GNL cayeron a 15.7 mil millones de pies cúbicos por día, un mínimo de cuatro meses, debido a que el mantenimiento en la instalación Golden Pass de ExxonMobil y QatarEnergy, en la planta de Freeport LNG en Texas, y en la instalación Sabine Pass de Cheniere redujo la toma de gas, según datos de LSEG. La producción promedio de gas en los 48 estados continentales cayó a 108.8 bcfd hasta ahora en junio desde 109.7 bcfd en mayo, aunque la Administración de Información Energética elevó recientemente su pronóstico de producción para 2026 a 110.61 bcfd.
El colchón de suministro de cara al verano sigue siendo cómodo: el almacenamiento se situó en 2,583 mil millones de pies cúbicos al 29 de mayo, aproximadamente un 5.9% por encima del promedio de cinco años, según la EIA. Los meteorólogos pronostican un clima más cálido de lo normal hasta el 17 de junio, lo que debería impulsar la demanda de gas de los generadores eléctricos, que representan aproximadamente el 40% del consumo eléctrico de EE. UU. LSEG proyecta que la demanda promedio aumentará de 98.2 bcfd esta semana a 101 bcfd la próxima semana. Si el calor se materializa según lo pronosticado, el excedente de inventario podría reducirse aún más, pero se necesitan temperaturas sostenidas por encima de lo normal en los principales centros de población para cambiar significativamente el equilibrio entre oferta y demanda.
Las exportaciones de GNL de EE. UU. cayeron a 10.2 millones de toneladas métricas en mayo, el nivel más bajo del año excluyendo el mes más corto de febrero, ya que el mantenimiento estacional redujo la producción, según datos de LSEG. Cheniere Energy y otros exportadores habían pospuesto el mantenimiento en marzo para maximizar los envíos a Asia en medio de interrupciones en el suministro vinculadas a la reducción de los suministros cataríes, lo que resultó en una pérdida de casi el 20% de los volúmenes globales. En Freeport LNG, uno de los tres trenes de licuefacción se desconectó para mantenimiento programado a partir de mediados de mayo, mientras que Cameron LNG redujo la demanda de gas de alimentación para el mantenimiento anual en el Tren 2.
A pesar de la caída general, los envíos a Asia aumentaron a un máximo de un año de 3.68 millones de toneladas, o poco menos del 36% de los volúmenes totales, frente a los 2.71 millones de toneladas en abril. El aumento reflejó un arbitraje de precios, con el índice de referencia asiático JKM promediando $17.75 por millón de unidades térmicas británicas, manteniendo aproximadamente una prima del 10% sobre el TTF europeo de $16.11. Europa siguió siendo el mayor destino, recibiendo 5.13 millones de toneladas, o algo más del 50% de los envíos, aunque esa cifra disminuyó desde el 56% en abril.
La inyección de 92 mil millones de pies cúbicos para la semana finalizada el 29 de mayo quedó por debajo del promedio de cinco años de 101 bcf y por debajo de los 119 bcf del año anterior, según datos de la EIA. La menor acumulación ayudó a reducir el excedente de almacenamiento al 5.9% por encima de lo normal desde el 6.2% de la semana anterior. Los analistas señalaron que las recientes caídas en la producción probablemente contribuyeron a la reducción del excedente, aunque la producción se mantiene cerca de niveles récord. La cuenca Pérmica continúa agregando gas asociado junto con la perforación de petróleo crudo, creando un piso de oferta que limita los movimientos alcistas de precios en ausencia de un catalizador sostenido de demanda.
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