Por Andreas Exarheas – 22 de junio de 2023 (Rigzone)
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Después de una temporada media tranquila para los mercados de gas de América del Norte, el verano ha llegado con fuerza y la demanda está a punto de aumentar.
Eso es lo que dijo el analista de energía de Rystad, Ade Allen, en una actualización del mercado de gas y GNL de América del Norte, que se envió a Rigzone el martes.
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“El fuerte suministro y el clima más fresco mantuvieron los precios bajos en los últimos meses, pero a medida que aumentan las temperaturas en toda la región, la necesidad de refrigeración en entornos residenciales y comerciales significa que el gas más caro está en el horizonte”, dijo Allen en la actualización.
“La frecuencia de los días de grados de enfriamiento (CDD) tiene un impacto significativo en la demanda de gas, y dado que gran parte de los EE. UU. se enfrenta a una ola de calor agobiante a principios del verano, habrá un aumento sustancial en la demanda de gas”, agregó.
Allen señaló en la actualización que los proyectos de modelado de Rystad, la demanda diaria de energía de gas Lower 48 alcanzará los 50 mil millones de pies cúbicos por día este verano debido al cambio limitado de carbón a gas y la competitividad del precio del gas doméstico.
“Esperamos que la demanda de gas para energía durante el período de verano (junio a agosto) promedie 42,400 millones de pies cúbicos por día, con un pico de demanda en julio de 45,000 millones de pies cúbicos por día”, dijo Allen en la actualización.
“Las regiones centro-sur y este serán las que más utilicen, con un promedio de 12,700 millones de pies cúbicos por día y 18,500 millones de pies cúbicos por día, respectivamente”, agregó.
Trayectoria de los CDD
A medida que la trayectoria de los CDD cambia con el clima más cálido, los saldos domésticos verán un impacto significativo a través de aumentos en la demanda de gas por energía, afirmó Allen en la actualización.
“Nuestras estimaciones indican que los CDD tendrán un promedio de 332 días Fahrenheit durante el período de verano (junio a agosto), que está a la par con el mismo período en 2022”, agregó.
“El clima es impredecible y, como resultado, nuestros pronósticos son conservadores, por lo que si las temperaturas son más cálidas que el promedio de tres años, los promedios de demanda de gas para energía serán más altos de lo esperado”, continuó.
En la actualización, Allen señaló que esta semana podría servir como un precursor de las estimaciones de exceso de demanda regional de gas “ya que se espera que las temperaturas en Texas promedien más de 100 grados Fahrenheit, lo que podría poner a prueba la red”.
“A partir de ayer [lunes], según el Consejo de Confiabilidad de la Electricidad de Texas (ERCOT), el gas natural representa ~56 por ciento de la mezcla de combustible”, dijo Allen.
“En esos niveles, el gas natural se está utilizando alrededor del 81 por ciento en relación con la capacidad de verano, por lo que si las temperaturas siguen siendo elevadas, el mercado regional puede esperar una mayor demanda de gas”, agregó.
Precio de Henry Hub
La demanda de gas por energía de verano tendrá implicaciones materiales en los saldos de 2023 y los precios a corto plazo de Henry Hub, destacó Allen en el comunicado.
“El mercado interno ha estado suelto en 2023, ya que el mercado lidió con inventarios elevados debido a un invierno más cálido de lo normal en 2022/23”, dijo.
“Este escenario, combinado con el crecimiento de la oferta, ha precipitado la caída de los precios de Henry Hub y disminuido la perspectiva de precios para 2023”, agregó.
“Nuestras estimaciones indican que los precios se mantendrán moderados en 2023, sin embargo, el aumento en la demanda de verano proporcionará un ajuste muy necesario para los saldos internos y establecerá un piso a corto plazo para los precios de Henry Hub”, continuó.
“Estimamos que los precios de verano de Henry Hub promediarán $ 2.73 por MMBtu (+ 2.5 por ciento de prima a la curva de futuros actual) y $ 2.91 por MMBtu para el saldo de 2023”, continuó Allen.
El analista de Rystad señaló que la visión central de la compañía indica que la curva de futuros está descontando las implicaciones de la demanda de gas de verano y dijo que, salvo un evento climático material, “podríamos ver inyecciones semanales más estrechas de lo esperado, lo que cambiará la trayectoria para el almacenamiento de Lower 48 y proporcionar una acción de precio alcista a corto plazo”.
En su última perspectiva energética a corto plazo, que se publicó a principios de este mes, la Administración de Información de Energía de EE. UU. proyectó que el precio al contado del gas natural Henry Hub promediaría $ 2,66 por MMBtu este año. El EIA STEO de junio prevé que la materia prima llegue a $2,20 por MMBtu en el segundo trimestre y $2,62 por MMBtu en el tercer trimestre. El año pasado, el precio al contado de Henry Hub promedió $ 6.42 por MMBtu, destacó el último STEO.
En su STEO anterior, que se publicó en mayo, la EIA proyectó que Henry Hub promediaría $2,91 por MMBtu en 2023.
Fundamentos de Henry Hub
En una actualización de mercado separada enviada a Rigzone el miércoles, el analista sénior de Rystad, Lu Ming Pang, destacó que los precios de Henry Hub aumentaron a $ 2,54 por MMBtu el 20 de junio desde $ 2,41 por MMBtu el 15 de junio.
“Los fundamentos siguen siendo los mismos, con altos niveles de almacenamiento que continúan reprimiendo los precios, especialmente en medio de un período de menor demanda de gas luego del mantenimiento en las plantas de licuefacción”, dijo Pang en la actualización.
“Los niveles de almacenamiento están ahora en 2634 mil millones de pies cúbicos al 9 de junio, un 15 por ciento más que el promedio de cinco años y un 27 por ciento más que el mismo período del año pasado”, agregó Pang.
“Las inyecciones en el almacenamiento alcanzaron los 84 mil millones de pies cúbicos el 9 de junio, un siete por ciento más que el promedio de cinco años y un 11 por ciento menos que los 94 Bcf vistos en esta época el año pasado”, continuó Pang.
En la actualización, el analista de Rystad señaló que las regiones del Atlántico central y sur de EE. UU. están indicando CDD más altas que las regiones del Atlántico medio y el Pacífico, que dijo que están más cerca de las temperaturas de referencia.
“En general, EE. UU. todavía indica alrededor de 35 CDD, lo que implica que las temperaturas no están muy por encima de la línea de base, lo que significa que todavía estamos esperando un repunte en la demanda de energía de gas para refrigeración”, dijo Pang.
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“Esto cambiará en julio, cuando se espera que las temperaturas sean más cálidas que el promedio, lo que puede causar que aumente la demanda de energía de gas para enfriamiento”, agregó.
“Sin embargo, los fuertes niveles de almacenamiento en lo que va del año podrían resultar en cambios modestos en los precios”, continuó.
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