13 jun (Reuters) – Los futuros de gas natural de EE. UU. cayeron alrededor de un 5% a un mínimo de casi dos semanas con la caída de otros futuros de energía el lunes, debido a que el cierre de la planta de exportación de gas natural licuado (GNL) de Freeport.
Freeport LNG la semana pasada redujo la demanda de EE. UU. gas, dejando más combustible disponible para rellenar las bajas reservas de gas.
Esa caída en el precio del gas se produjo a pesar de que la demanda de energía en Texas alcanzó un máximo histórico el domingo y probablemente romperá ese récord este lunes, a medida que el crecimiento económico impulsa el uso en los hogares y las empresas mantienen los aires acondicionados al máximo para escapar de una ola de calor persistente.
Según la firma de investigación energética IIR Energy y otros, Freeport LNG cerró el 8 de junio después de que estalló una tubería. Freeport LNG, el propietario de la planta, ha dicho que la planta estaría fuera de servicio durante al menos tres semanas de mantenimiento.
Los analistas proyectaron que el cierre de la instalación reduciría la cantidad de gas disponible para el resto del mundo, especialmente en Europa, donde la mayor parte del GNL de EE. UU. se ha ido en los últimos meses, ya que los países buscan liberarse de los suministros rusos después de la invasión de Ucrania por parte de Moscú.
Freeport, la segunda planta de exportación de GNL más grande de EE. UU., consume alrededor de 2 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) de gas, por lo que un cierre de tres semanas daría como resultado aproximadamente 42 mil millones de pies cúbicos (bcf) más de gas disponible para el mercado de EE. UU.
Mayor disponibilidad de gas en Estados Unidos debería dar a las empresas de servicios públicos la oportunidad de reconstruir más rápidamente las reservas extremadamente bajas de los EE. UU.
El almacenamiento en EE. UU. se encontraba actualmente en un 15 %, o 340 bcf, por debajo de los niveles normales para esta época del año, su nivel más bajo registrado desde abril de 2019.
Los futuros de gas NGc1 para entrega en julio en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) cayeron 40,9 centavos, o un 4,6%, a 8,441 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) a las 11:20 a. m. EDT (1520 GMT), su nivel más bajo registrado desde 31 de Mayo.
Los futuros de gas de EE. UU. han subido alrededor de un 126 % en lo que va del año.
Los futuros del petróleo CLc1 cayeron alrededor de un 2% debido a un recrudecimiento de los casos de COVID-19 en Beijing y las preocupaciones sobre más aumentos de las tasas de interés generaron preocupación sobre la demanda.
El gas se cotizaba alrededor de USD25/ MMBtu en Europa TRNLTTFMc1 y USD 23 en Asia JKMc1.
Dado que se espera que la Reserva Federal de EE. UU. siga aumentando las tasas de interés en los próximos meses para reducir la inflación, el interés abierto en los futuros NG-TOT de NYMEX cayó a su nivel más bajo desde septiembre de 2016 por segundo día consecutivo el viernes, ya que los inversores redujeron los activos de riesgo como mercancías.
El proveedor de datos Refinitiv dijo que la producción promedio de gas en los EE. UU. cayó a 95,0 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) en lo que va de junio desde 95,1 bcfd en mayo. Eso se compara con un récord mensual de 96,1 bcfd en diciembre de 2021.
Con la llegada de un clima más cálido, Refinitiv proyectó que la demanda promedio de gas de EE. UU., incluidas las exportaciones, aumentaría de 92,2 bcfd esta semana a 92,9 bcfd la próxima semana. El pronóstico para esta semana fue más bajo que la perspectiva de Refinitiv el viernes.
Según datos de Refinitiv, la cantidad promedio de gas que fluye hacia las plantas de exportación de GNL de EE. UU. cayó a 11,9 bcfd en lo que va de junio desde los 12,5 bcfd de mayo. Eso se compara con un récord mensual de 12,9 bcfd en marzo. Las siete grandes plantas de exportación de EE. UU. pueden convertir alrededor de 13,6 bcfd de gas en GNL.
