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El 23 de diciembre de 2022, el consumo total estimado de gas natural en los 48 estados inferiores de EE. UU. alcanzó un récord diario de 141 000 millones de pies cúbicos (Bcf), superando el récord diario anterior de 137,4 Bcf establecido el 1 de enero de 2018, según datos de S&P Global Commodity Insights.

De acuerdo con el informe semanal de gas publicado por la Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), el consumo total incluye el gas natural consumido en los Estados Unidos en los sectores residencial, comercial, industrial y de generación de energía.

Según la agencia, las temperaturas por debajo de lo normal entre mediados y fines de diciembre aumentaron la demanda de calefacción residencial y comercial, así como de generación de energía eléctrica, y contribuyeron a una fuerte disminución de la producción de gas natural relacionada con el clima.

Del 21 al 26 de diciembre, una tormenta invernal histórica atravesó América del Norte, trayendo ventiscas, fuertes vientos y temperaturas extremadamente frías a grandes áreas de los Estados Unidos. Las temperaturas muy por debajo de lo normal estuvieron acompañadas de niveles récord de consumo de gas natural, principalmente para satisfacer la demanda de calefacción en los sectores residencial y comercial.

Durante esa semana, el consumo combinado en los sectores residencial y comercial promedió 60,9 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), un 55 % más que el promedio anterior de cinco años (2017-2021) de 39,2 Bcf/d para el mismo período.

Consumo de gas natural en los EE. UU. (1 ene, 2017 – 31 Dic, 2022)

Asimismo, según los datos de la EIA, el consumo en el sector de energía eléctrica promedió 37,8 Bcf/d del 21 al 26 de diciembre, un 45% más en comparación con el promedio anterior de cinco años de 26,0 Bcf/d para el mismo período. El aumento de la demanda se satisfizo mediante una mayor generación de energía eléctrica a partir de gas natural, carbón, viento y petróleo.

El rápido aumento en la demanda de energía eléctrica causó problemas a los operadores de la red eléctrica, ya que las cargas de electricidad aumentaron significativamente mientras que los cortes inducidos por congelamiento redujeron la capacidad operativa en algunos mercados.

La Autoridad del Valle de Tennessee (TVA) aumentó la generación de energía eléctrica a un récord invernal para el sistema, y tanto TVA como Duke Energy (el proveedor de electricidad más grande de las Carolinas) instituyeron cortes continuos en sus territorios de servicio para proteger la red. Tanto el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT) como el Southwest Power Pool (SPP) generaron energía eléctrica récord durante el invierno durante la tormenta.

En Nueva Inglaterra, las restricciones de las tuberías de gas natural limitan la cantidad de gas natural que se puede entregar a las plantas de energía, y se prioriza la entrega de gas natural a los hogares y edificios para la calefacción de espacios. Debido a la reducción de la entrega de gas natural a las plantas de energía durante la tormenta de invierno, la participación de la generación de energía en Nueva Inglaterra cubierta por gas natural cayó de un promedio del 57 % del 21 al 22 de diciembre al 24 % del 23 al 26 de diciembre. Un aumento en la generación de energía eléctrica a base de petróleo compensó la pérdida de generación a base de gas natural para ayudar a satisfacer la demanda de electricidad en la región de Nueva Inglaterra, suministrando casi el 41 % de toda la generación de energía eléctrica durante horas seleccionadas el 24 de diciembre, frente a casi cero los cuatro días anteriores al 21 de diciembre.

De acuerdo con la agencia, si bien el consumo de gas natural aumentó, la producción cayó rápidamente, creando un desequilibrio que condujo a grandes retiros del almacenamiento y al aumento de las importaciones de gas natural por gasoductos de Canadá.

La producción de gas natural seco en los 48 estados inferiores cayó de 98,6 Bcf el 21 de diciembre a un mínimo de 82,5 Bcf el 24 de diciembre, una disminución de 16,1 Bcf, o 16,3 %, antes de aumentar a 99,5 Bcf el 31 de diciembre.

Según datos de Perspectivas de S&P., la última vez que en Estados Unidos los estados vieron una disminución tan grande y rápida en la producción de gas natural seco durante una tormenta de invierno de febrero de 2021. Los retiros del almacenamiento subterráneo de gas natural en funcionamiento en los 48 estados inferiores fueron de 213,0 Bcf para la semana que terminó el 23 de diciembre y 221,0 Bcf para la semana que terminó el 30 de diciembre, en comparación con los retiros del año pasado de 136,0 Bcf para la semana que terminó el 24 y 31 de diciembre de 2022. Bcf para la semana que terminó el 31 de diciembre de 2022. Las importaciones de gasoductos de gas natural de Canadá ayudaron a respaldar la confiabilidad, suministrando 10.4 Bcf de gas natural a los Estados Unidos el 24 de diciembre, el mayor volumen de importaciones diarias de Canadá desde febrero de 2007.

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