El pronóstico de clima más cálido en EE. UU. afecta las valoraciones del gas natural ante el aumento de la producción

Los futuros de gas natural extendieron sus pérdidas hasta alcanzar un mínimo de 2,25 meses el martes, cerrando con contratos de Nymex de febrero con una caída de -0.173 (-4.91%). La debilidad refleja una confluencia de factores bajistas, entre ellos las previsiones de temperaturas por encima de lo normal en todo Estados Unidos continental hasta principios de enero, lo que reducirá sustancialmente la demanda de calefacción y permitirá la reconstrucción de inventarios.

Según la previsión del martes de Xweather, se espera que las temperaturas por encima de lo normal dominen casi todo el país hasta el 10 de enero, con condiciones más típicas de temporada en la segunda mitad del mes. Este patrón climático es crucial—las condiciones más cálidas reducen directamente el consumo de combustible para calefacción que normalmente respalda la demanda de gas natural durante los meses de invierno, dejando al mercado vulnerable a la acumulación de inventarios.

Las presiones del lado de la oferta se intensifican

En el frente de la oferta, las dificultades continúan aumentando. La EIA elevó su previsión de producción de gas natural en EE. UU. para 2025 el 9 de diciembre a 107.74 bcf/d desde la estimación de noviembre de 107.70 bcf/d. Los niveles actuales de producción permanecen cerca de máximos históricos, con plataformas de perforación activas alcanzando recientemente un pico de 2 años. Los datos de Baker Hughes de principios de enero mostraron 125 plataformas activas de gas natural—bajando 2 respecto a la semana anterior pero aún en niveles elevados en comparación con las 94 plataformas registradas en septiembre de 2024.

Los datos de producción en tiempo real subrayan esta fortaleza de la oferta. La producción de gas seco en los 48 estados el martes alcanzó los 112.2 bcf/d, representando un aumento interanual del 8.7% según datos de BNEF. Esta producción elevada, combinada con una demanda en moderación, está creando una resistencia estructural en los precios.

Colapso de la demanda y dinámica de inventarios

Las métricas de demanda muestran una situación igualmente marcada. El consumo de gas en los 48 estados el martes totalizó 89.5 bcf/d, reflejando una caída del 25.2% interanual. Los flujos de exportación de GNL a terminales estadounidenses alcanzaron los 18.5 bcf/d en la misma fecha, bajando un 6.0% semana a semana, lo que indica una demanda internacional más débil.

El informe de inventarios de la EIA del 26 de diciembre reforzó el sentimiento bajista. Los niveles de almacenamiento cayeron solo 38 bcf esa semana—muy por debajo de la expectativa consensuada de 51 bcf y significativamente menor que la extracción promedio de 5 años de 120 bcf. Al 26 de diciembre, los inventarios totales estaban un 1.1% por debajo de los niveles del año anterior pero un 1.7% por encima de su media estacional de 5 años, indicando buffers de suministro abundantes. Esta posición cómoda de inventarios elimina cualquier prima por escasez de oferta del mercado.

Demandas limitadas como compensación

Un factor de apoyo modesto surgió de los datos de generación eléctrica. El Edison Electric Institute informó el 10 de diciembre que la producción eléctrica en EE. UU. en la semana finalizada el 6 de diciembre aumentó un 2.3% interanual hasta 85,330 GWh, con el promedio de 52 semanas subiendo un 2.84% hasta 4,291,665 GWh. La mayor generación eléctrica podría teóricamente respaldar la demanda de generación con gas, pero este impulso ha resultado insuficiente para contrarrestar el peso combinado de las previsiones de clima cálido, el aumento de la producción y la caída de la demanda relacionada con la calefacción.

Contexto internacional

La dinámica del mercado europeo añade perspectiva a las valoraciones en EE. UU. A partir del 4 de enero, el almacenamiento de gas en Europa se sitúa en un 60% de capacidad, notablemente por debajo del 73% de media estacional para este período, lo que sugiere condiciones más ajustadas en el extranjero—un posible lastre para la arbitraje de GNL transatlántico y la economía de las exportaciones estadounidenses.

La convergencia de estos factores—producción doméstica abundante, clima cálido que reduce el consumo, inventarios cómodos y demanda débil—ha creado un entorno desafiante para el soporte de los precios del gas natural a corto plazo.