Los futuros de gas natural perdieron terreno el jueves, a pesar de pronósticos de calor inusualmente alto en el corto plazo y considerables déficits de almacenamiento interanuales en múltiples regiones.

Puntos clave de la sesión:

• La Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA) reportó una inyección de 30 Bcf para la semana finalizada el 28 de agosto.
• Los futuros de octubre probaron brevemente por encima de los 3 dólares.
• Se avecina un septiembre extremadamente caluroso.

La inyección de 30 Bcf de la EIA, reportada el jueves, estuvo en línea con las expectativas. Las empresas de servicios públicos y otros operadores inyectaron colectivamente el gas en almacenamiento durante la semana finalizada el 28 de agosto, y el resultado —al menos inicialmente— desinfló los futuros de gas natural, según la cobertura de NGI sobre el dato (In-Line Storage Injection Sends Natural Gas Futures Adrift). La reacción contenida subraya lo sensible que se ha vuelto el mercado a los resultados de almacenamiento: con los inventarios por debajo de los niveles del año pasado en múltiples regiones, los operadores han seguido de cerca las inyecciones semanales en busca de confirmación de que las reservas puedan reconstituirse antes de la temporada de calefacción invernal, y un dato que apenas cumple las expectativas ofrece poco combustible nuevo para una rally.

Antes del informe, los compradores habían vuelto a participar activamente el jueves temprano, mientras el mercado de futuros anticipaba un dato alcista sobre el gas natural almacenado subterráneamente de cara al próximo invierno, con los futuros rondando la marca de los 3 dólares (Natural Gas Futures Hover Near $3 as Market Braces for EIA Storage Print).

En el mercado físico, la fuerte demanda de refrigeración y las restricciones operativas de los gasoductos provocaron dramáticos picos de precios regionales el jueves, con los precios spot del gas natural disparándose ante la proliferación de órdenes operativas de flujo (OFO) (Spot Natural Gas Prices Soar as OFOs Abound). Las OFO son notificaciones que emiten los operadores de gasoductos para exigir a los remitentes que equilibren sus nominaciones, y su prevalencia esta semana pone de relieve cómo la demanda impulsada por el calor puede tensar la capacidad de la red incluso cuando el suministro total es adecuado.

A principios de semana, los precios físicos del gas natural subieron mayormente el miércoles, ya que el creciente calor respaldó la demanda desde el valle del Mississippi hasta el valle del Ohio, mientras los centros del Golfo de México recuperaban parte de las fuertes pérdidas del martes a medida que la tormenta tropical Edouard se disipaba sobre el este de Texas (Cash Natural Gas Prices Mixed as Edouard Fades Over East Texas). El episodio recuerda que los sistemas tropicales de final de temporada siguen siendo un factor impredecible para la producción y los precios en el Golfo de México de cara al otoño.

Los futuros habían subido el miércoles, ya que los pronósticos cada vez más alcistas de calor para septiembre dieron a los operadores otra razón para probar la marca de los 3 dólares, mientras el renovado enfrentamiento entre EE. UU. e Irán añadió un nuevo impulso desde el exterior (Natural Gas Futures Advance Ahead of Expected Lean Storage Build).

La escalada de hostilidades entre EE. UU. e Irán esta semana generó nuevas preocupaciones por interrupciones prolongadas en los embarques de energía a través del Estrecho de Ormuz. El brote de tensión se sumó a las ya existentes inquietudes sobre el suministro global de GNL y podría incrementar la demanda de exportaciones estadounidenses —e impactar los precios— si la guerra se prolonga hasta los meses de invierno (Inflamed US-Iran Tensions Imperil Hormuz Shipping, Stoke LNG Supply Fears). Con Estados Unidos entre los mayores exportadores de GNL del mundo, los riesgos de suministro en el exterior repercuten cada vez más en los precios internos, añadiendo otra capa que los operadores deben vigilar junto con los datos climáticos y de almacenamiento en las próximas semanas.

El informe fue elaborado por Andrew Baker, de NGI, quien se unió a la empresa en 2018 para apoyar la cobertura del recién liberalizado sector de petróleo y gas de México; su rol se ha ampliado desde entonces al resto de Norteamérica. Antes de unirse a NGI, Baker cubrió las industrias de hidrocarburos y energía eléctrica de América Latina de 2014 a 2018 para Business News Americas en Santiago, Chile.