martes, diciembre 6, 2022

Inventarios de gas en los EE.UU. terminan la temporada de recarga un 3% por debajo del promedio de cinco años

Los inventarios de gas natural en los EE.UU. terminaron la temporada de recarga registrando un 3% por debajo del promedio de cinco años

De acuerdo con un reporte publicado por la Administración de la Información Energética de los EE.UU. (EIA), al 31 de octubre, cierre oficial de la temporada de recarga, los inventarios totales de gas natural en los EE.UU. registraron unos 3,613 mil millones de pies cúbicos (Bcf), esto es 102 Bcf (3%) menos que el promedio de los últimos cinco años (2016-2020) y 284 Bcf (7%) menos que los inventarios totales del año pasado en este momento.

Almacenamiento subterráneo (inventarios) de gas natural en los EE.UU. al final de la temporada de recarga – 1 de abril al 31 de octubre –

Según indicó la EIA, tradicionalmente, el final de la temporada de recarga de gas natural va desde el periodo del 1 de abril al 31 de octubre.

Asimismo, la EIA destacó que los inventarios de gas natural en funcionamiento al comienzo de la temporada de recarga de 2021 registraron los 1,777 Bcf, 26 Bcf (1%) por debajo del promedio de cinco años a pesar de comenzar el invierno 2020/21 con existencias de gas de trabajo de 3,897 Bcf, el cuarto nivel más alto de existencias antes del invierno.

Clima

La ola de frío, al final de la temporada, que contribuyó a un récord de precios spot del gas natural y una fuerte reducción en la producción de gas natural resultó en importantes retiros del almacenamiento.

La EIA estima que las inyecciones netas en almacenamiento totalizaron 1.836 Bcf durante la temporada de recarga, 76 Bcf (4%) menos que el promedio de cinco años y 56 Bcf (3%) menos que la temporada de recarga del año pasado. Las inyecciones netas al almacenamiento fueron más bajas que los niveles de inyección hace un año como resultado de que el crecimiento de la demanda superó el crecimiento del suministro de gas natural durante la temporada de inyección, de acuerdo con datos de IHS Markit.

De acuerdo con la la EIA, el crecimiento de la demanda este año ha estimulado un aumento significativo en las exportaciones de GNL de EE. UU., que promediaron 9.700 millones de pies cúbicos por día (Bcf / d) de abril a octubre, 4,7 Bcf / d más que el año pasado durante ese período. Por el contrario, las cancelaciones de carga de GNL y las interrupciones relacionadas con las tormentas registradas durante el verano de 2020 liberaron más gas natural para inyecciones de almacenamiento.

Aumento en los precios del GNL

Las grandes diferencias entre el precio del gas natural en los Estados Unidos en comparación con los precios en Europa, América del Sur y Asia provocaron un aumento de las exportaciones de GNL de EE. UU. este año en respuesta a la escasez de suministros mundiales de GNL, la recuperación económica mundial y las necesidades de reabastecimiento de existencias de gas natural durante el verano en los principales mercados de ultramar.

Exportaciones a México

Las exportaciones estadounidenses de gas natural a México, que aumentaron un 11% durante la temporada de recarga de este año en comparación con la temporada de recarga del año pasado, también contribuyeron a una mayor demanda de gas natural. En junio de 2021, Estados Unidos estableció un nuevo récord de exportaciones mensuales a México.

Disminución en el consumo de gas natural del sector eléctrico en los EE.UU.

El consumo de gas natural para la generación de energía promedió 33 Bcf / d desde abril hasta octubre de 2021, un 3% más bajo en comparación con la temporada de recarga del año pasado.

Varios factores contribuyeron a una quema de energía sólida en medio de precios más altos del gas natural: menor disponibilidad de energía hidroeléctrica, mantenimiento típico de la temporada intermedia (otoño y primavera) para generadores de gas no natural, temperaturas episódicas más cálidas de lo normal, reservas de carbón disminuidas y retiradas de generadores de carbón estructural.

La reclasificación de Pacific Gas & Electric (PG&E) de 51 Bcf de gas de trabajo base en junio fue otro factor clave que redujo las existencias de verano. Este cambio sin flujo representó el déficit de 46 Bcf con respecto al promedio de cinco años reportado en la región del Pacífico para la semana que terminó el 5 de noviembre de 2021, y alrededor del 40% del déficit con el promedio de cinco años de los 48 estados del Bajo misma semana, indicó la EIA.

GNL GLOBAL

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