Los futuros de gas natural de EE. UU. cayeron alrededor de un 3% este jueves debido a las expectativas de que la acumulación de almacenamiento de la semana pasada será casi normal a pesar del clima más cálido de lo habitual.
La disminución también se produce a pesar de una caída en la producción diaria registrada esta semana y los pronósticos de un clima más cálido de lo normal permanecerán al menos hasta principios de julio, lo que debería mantener alta la demanda de gas de los generadores de energía a medida que los consumidores encienden sus acondicionadores de aire para escapar del calor.
Analistas pronosticaron que las empresas de servicios públicos de EE. UU. habían agregado 74 mil millones de pies cúbicos (bcf) de gas al almacenamiento durante la semana que finalizó el 24 de junio, casi a la par con 73 bcf en la misma semana del año pasado y un aumento promedio de cinco años (2017-2021) de 73 bcf.
Si es correcto, el aumento de la semana pasada impulsaría las reservas a 2,243 billones de pies cúbicos (tcf), o un 12,8 % por debajo del promedio de cinco años de 2,573 tcf para esta época del año.
Freeport LNG, la segunda planta de exportación de GNL más grande de EE. UU., consumía alrededor de 2 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) de gas antes de cerrar el 8 de junio, por lo que la interrupción esperada de 90 días dejaría alrededor de 180 bcfd de gas disponible para EE. UU. mercado.
Los futuros de gas del mes anterior para entrega en agosto cayeron 16,1 centavos, o un 2,5%, a 6,337 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) a las 8:05 a. m. EDT (1205 GMT).
Eso puso al contrato en camino de caer alrededor de un 22 % en junio, su mayor caída mensual registrada desde diciembre de 2018, cuando cayó un 36 %.
A pesar de la caída, los futuros de gas de EE. UU. todavía han subido un 71% en lo que va del año, ya que los precios mucho más altos en Europa y Asia alimentan una fuerte demanda de exportaciones de GNL de EE. UU. Europa.
El gas cotiza alrededor de USD 45 por MMBtu en Europa y USD 37 en Asia.
Las exportaciones de gas por gasoducto de Rusia cayeron a solo 2,0 bcfd el miércoles desde 3,7 bcfd el martes en las tres líneas principales hacia Alemania: Nord Stream 1 (Rusia-Alemania), Yamal (Rusia-Bielorrusia-Polonia-Alemania) y Rusia-Ucrania-Eslovaquia. -Ruta República Checa-Alemania.
Eso es menos que alrededor de 6,5 bcfd a mediados de junio y un promedio de 11,6 bcfd en junio de 2021.
Los futuros de EE. UU. están muy por detrás de los precios mundiales porque Estados Unidos es el principal productor mundial, con todo el gas que necesita para uso doméstico, mientras que las limitaciones de capacidad limitan las exportaciones de GNL.
El proveedor de datos Refinitiv dijo que la producción promedio de gas en los 48 estados inferiores de EE. UU. se ha reducido a 95,1 bcfd en lo que va de junio desde 95,2 bcfd en mayo y un récord mensual de 96,1 bcfd en diciembre de 2021.
La producción diaria de gas de EE. UU. estaba en camino de caer 2,4 bcfd en los últimos cuatro días a un mínimo preliminar de nueve semanas de 93,9 bcfd después de alcanzar un máximo de seis meses de 96,2 bcfd el domingo. Los datos preliminares a menudo se revisan más tarde en el día.
Con la llegada de un clima más cálido, Refinitiv proyectó que la demanda promedio de gas de EE. UU., incluidas las exportaciones, aumentaría de 94,1 bcfd esta semana a 95,3 bcfd la próxima semana. El pronóstico para la próxima semana fue más bajo que la perspectiva de Refinitiv el miércoles.
La cantidad promedio de gas que fluye a las plantas de exportación de GNL de EE. UU. se ha reducido a 11,1 bcfd en lo que va de junio debido a la interrupción de Freeport desde 12,5 bcfd en mayo y un récord 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.
Fuente: Reuters | Información de Scott DiSavino; Editado por Jan Harvey| Traducción y Edición al Español GNL GLOBAL
