Por Andreas Exarheas – 13 de octubre de 2023 (Rigzone)
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Los precios de referencia del gas natural y del petróleo en Estados Unidos tuvieron un buen desempeño recientemente, ya que los inventarios de ambos productos cayeron por debajo de las tendencias normales estacionales, señalaron los analistas de BofA Global Research en un nuevo informe enviado a Rigzone.
“Los precios del gas Henry Hub (HH) se dispararon, despertando al hecho de que el almacenamiento está sólo +172 mil millones de pies cúbicos por encima de los niveles promedio de cinco años, por debajo de los +378 mil millones de pies cúbicos en junio”, dijeron los analistas en el informe.
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“El contrato HH de noviembre de 2023 aumentó casi un 20 por ciento. Además, el diferencial noviembre-diciembre también se ha fortalecido, pasando de -0,52 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) en agosto a -0,26 dólares por MMBtu la semana pasada”, agregaron.
“El WTI repuntó más de 17 dólares por barril desde finales de agosto hasta finales de septiembre, mientras que una caída del 50 por ciento en los inventarios de Cushing desde finales de junio empujó los diferenciales temporales del WTI 1-3 desde un mínimo de -0,37 dólares por barril a un máximo de 4,74 dólares por barril al final. de septiembre”, continuaron los analistas.
Los analistas de BofA Global Research afirmaron en el informe que los diferenciales se han reducido desde entonces, pero añadieron que “siguen siendo históricamente fuertes”.
Fuera de los principales centros, las perspectivas para los mercados básicos de petróleo y gas de América del Norte son mixtas debido a los niveles de inventario, los pronósticos invernales y las nuevas tuberías, señalaron los analistas en el informe.
“ Los niveles de almacenamiento de gas fuera de la región centro-sur de EE. UU. se han estado acercando o superando los niveles estacionales más altos de los últimos cinco años este año y pueden causar un ajuste de cuentas en los mercados de gas si el invierno resulta ser más cálido de lo normal, como lo indicaron varios pronosticadores”. advirtieron los analistas de BofA Global Research en el informe.
“En Canadá, el almacenamiento récord de gas en el este, el alto almacenamiento en el oeste y una producción estable o mayor deberían ejercer presión sobre la base AECO y un precio potencialmente estable este invierno”, agregaron.
“Los flujos récord de gas canadiense hacia el PNW, junto con los mayores flujos del Pérmico en dirección oeste y los ya elevados inventarios, deberían eliminar la prima de riesgo de So-Cal, especialmente si el clima es normal o más cálido. También vemos desventajas para los Rockies y Chicago”, dijeron.
“En el Pérmico, la base de Waha ha aumentado constantemente a medida que la claridad sobre el inicio de los oleoductos y la desaceleración del suministro aliviaron las preocupaciones sobre la congestión. Sin embargo, el tubo Matterhorn aún podría impulsar a Waha hacia 2025, pero cualquier restricción en Katy limitaría la mejora de Waha”, continuaron.
Los analistas también destacaron en el informe que el almacenamiento de Cushing cayó casi un 50 por ciento en las últimas 14 semanas, lo que, según señalaron, es la caída más rápida desde finales de 2017-18 “gracias en parte a menores flujos entrantes desde el Pérmico y las Montañas Rocosas y mayores flujos a el USGC”.
“Midland-WTI y MEH-WTI se debilitaron en respuesta a los retiros, enviando señales para impulsar el suministro entrante del Pérmico y ralentizar los flujos salientes desde el centro”, dijeron los analistas de BofA Global Research en el informe.
“El tiempo dirá si estas medidas son suficientes, pero vemos el riesgo de una nueva debilidad cuando el mantenimiento de la refinería PADD 2-4 finalice a finales de octubre”, agregaron.
En su último pronóstico energético a corto plazo (STEO), publicado el miércoles, la Administración de Información Energética (EIA) de EE. UU. proyectó que el precio al contado del Henry Hub promediará 3,03 dólares por MMBtu en el cuarto trimestre de este año, 2,61 dólares por MMBtu en general en 2023 y 3,23 dólares por MMBtu en general en 2024.
La EIA pronosticó en su STEO de octubre que el precio spot del WTI promediará 86,65 dólares por barril en el cuarto trimestre, 79,59 dólares por barril en general este año y 90,91 dólares por barril en general en 2024.
En su STEO anterior, que se publicó en septiembre, la EIA proyectó que el precio spot de Henry Hub promediaría $2,95 por MMBtu en el cuarto trimestre de este año, $2,58 por MMBtu en general en 2023 y $3,24 por MMBtu en general en 2024.
La EIA proyectó en el STEO de septiembre que el precio al contado del WTI sería de 87,68 dólares por barril en el cuarto trimestre, 79,65 dólares por barril en general en 2023 y 83,22 dólares por barril en general en 2024.
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Cuando se preguntó a los ejecutivos de 144 empresas de petróleo y gas cuál esperaban que valiera el precio del gas natural Henry Hub a finales de año como parte de la última Encuesta de Energía de la Reserva Federal de Dallas, que se publicó el mes pasado, los ejecutivos dieron una respuesta promedio. de $3,14 por MMBtu.
La encuesta también preguntó a ejecutivos de 151 empresas de petróleo y gas cuál esperaban que fuera el precio del crudo WTI a finales de 2023. La respuesta promedio de la encuesta a esa pregunta fue de 77,48 dólares por barril.
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