Las curvas de futuros en los principales hubs de gas natural de Nueva Inglaterra están cotizando un alivio sustancial en los años posteriores, tras una prima invernal excepcional prevista para la próxima temporada de calefacción. La caída apunta a un crecimiento anticipado de la capacidad de transporte saliente —conocida comúnmente como egress— que llevaría el suministro de los Apalaches hacia los centros de demanda, y que el mercado espera erosionará gradualmente los cuellos de botella invernales que persisten desde hace años en la región.

Nueva Inglaterra ha tenido durante años algunos de los precios del gas natural más volátiles del país durante las olas de frío, cuando la capacidad de importación por gasoductos hacia la región se utiliza plenamente y las empresas de servicios públicos recurren a entregas de GNL —incluidas las importaciones al área del terminal Everett— para satisfacer la demanda máxima de calefacción. El tamaño de la prima invernal en los próximos años refleja lo estricta que sigue siendo esa restricción.

De un vistazo:

• La prima de Nueva Inglaterra cae después de 2027
• El basis de los Apalaches muestra poca mejora
• La brecha regional de enero sigue siendo amplia

Fuente: Natural Gas Intelligence

Sobre el autor: Jacob Dick se incorporó al equipo de NGI en enero de 2022 y fue ascendido a editor sénior de GNL en febrero de 2024. Anteriormente cubrió temas de negocios con enfoque en petróleo y gas en el sureste de Texas para el Beaumont Enterprise, un periódico de Hearst. Es originario de Kentucky y posee una licenciatura en periodismo de la Western Kentucky University.

Cobertura relacionada de NGI:

• ¿Impulsará una demanda veraniega resiliente a los futuros del gas natural? (4 de septiembre de 2026) — Los futuros del gas natural subieron levemente el viernes por la mañana, mientras los participantes del mercado digerían un superávit de almacenamiento que se estrecha pero sigue siendo considerable, una producción irregular aunque sólidamente estacional, una robusta demanda de refrigeración de finales de verano y fuertes volúmenes de GNL.

• Los precios spot del gas natural se disparan ante la abundancia de OFO (3 de septiembre de 2026) — La fuerte demanda de refrigeración y las restricciones operativas de los gasoductos provocaron drásticos picos de precios regionales en el mercado físico del gas natural el jueves.

• Los superávits en descenso y los pronósticos calurosos no logran impulsar los futuros del gas natural (3 de septiembre de 2026) — Pese a pronósticos inusualmente calurosos a corto plazo y considerables déficits de almacenamiento interanuales en varias regiones, los futuros del gas natural retrocedieron el jueves.

• Una inyección de almacenamiento en línea con lo previsto deja a la deriva los futuros del gas natural (3 de septiembre de 2026) — Las empresas de servicios públicos y otros operadores inyectaron colectivamente 30 Bcf de gas natural en almacenamiento durante la semana finalizada el 28 de agosto, informó el jueves la Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA). El resultado estuvo en línea con las expectativas y, al menos inicialmente, desinfló los futuros del gas natural.

• Los futuros del gas natural se mantienen cerca de los 3 dólares mientras el mercado espera el dato de almacenamiento de la EIA (3 de septiembre de 2026) — Los compradores volvieron a actuar el jueves por la mañana, mientras el mercado de futuros anticipaba un dato alcista sobre el gas natural almacenado bajo tierra de cara al próximo invierno.

• Precios del gas natural en efectivo mixtos mientras Edouard se debilita sobre el este de Texas (2 de septiembre de 2026) — Los precios físicos del gas natural subieron en su mayoría el miércoles, ya que el calor creciente respaldó la demanda desde el valle del Misisipi hasta el valle del Ohio, mientras los hubs de la costa del Golfo recuperaban parte de las fuertes pérdidas del martes.