miércoles, octubre 5, 2022

EIA: El diferencial de precio del gas natural de Waha Hub a Henry Hub se ha ampliado en 2022

Desde finales de 2021 hasta agosto de 2022, el diferencial de precios del gas natural entre Waha Hub en el oeste de Texas y Henry Hub en Louisiana se amplió, dijo un informe publicado por la Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA por sus siglas en inglés)

Según los datos de Natural Gas Intelligence, indicados por la EIA, el precio del gas natural negociado en Waha Hub, que está cerca de las actividades de producción de Permian Basin, promedió USD 1,13 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) por debajo del precio de Henry Hub en agosto. En comparación, en agosto de 2021, el gas natural en Waha Hub se negoció a un promedio de 26 centavos/MMBtu por debajo del precio de Henry Hub.

De acuerdo con la agencia, los precios regionales del gas natural pueden verse influenciados por las tasas de producción en la región y la disponibilidad de infraestructura para transportar gas natural a regiones de alta demanda. El mantenimiento de varios gasoductos que transportan gas natural desde la región de Permian a los mercados de consumo ha contribuido a una mayor diferencia de precios en Waha Hub.

El 2 de mayo, los flujos de gas natural en el gasoducto Permian Highway de Kinder Morgan fuera de la región disminuyeron y el precio de Waha Hub cayó a $ 1,82 / MMBtu por debajo de Henry Hub.

El mes pasado, el mantenimiento del gasoducto de gas natural de El Paso, que redujo los flujos desde el oeste de Texas hacia el desierto del suroeste y California, contribuyó al descuento del precio de Waha Hub para Henry Hub que alcanzó los $1,78/MMBtu el 26 de agosto.

Según la EIA, la mayor parte de la producción de gas natural en la región Pérmica es gas asociado, que es un subproducto de (o asociado con) la producción de petróleo crudo. La producción de gas natural en la región de Pérmico se duplicó con creces en los últimos cinco años, de un promedio de 7,800 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en 2017 a un máximo anual de 16,7 Bcf/d en 2021 como resultado del aumento de la producción de petróleo crudo en la región durante el mismo período.

Desde 2018 hasta principios de 2020, la producción de gas natural en la región de Permian creció más rápido que la capacidad de extracción de gasoductos. Para garantizar que su gas natural pudiera colocarse en el mercado dada la limitada capacidad de transporte, los productores vendieron su gas natural a precios reducidos, lo que resultó en un diferencial más amplio con respecto al precio de Henry Hub. En 2019, el diferencial de precio de Waha Hub con respecto a Henry Hub promedió $1,66/MMBtu.

En 2021, se puso en servicio capacidad de gasoducto adicional para transportar gas natural fuera de la región de producción de Pérmico y se redujo la diferencia de precios entre Waha Hub y Henry Hub.

El aumento de la capacidad de los gasoductos permitió a los productores entregar gas natural desde el área de producción a los centros de demanda en México ya lo largo de la Costa del Golfo de Texas, incluidas las instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL).

Desde abril de 2022, se han anunciado proyectos de gasoductos adicionales para entregar gas natural fuera de la región de producción de Permian y, si se completan según lo planeado, expandirían la capacidad de extracción de gasoductos en aproximadamente 4,2 Bcf/d para fines de 2024.

Fuente: EIA

GNL GLOBAL

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