"Las previsiones meteorológicas a corto plazo se han revisado notablemente al alza, incluso cuando El Niño sugiere temperaturas invernales cálidas también en un horizonte más largo", señalaron en una nota los analistas de la consultora energética Gelber and Associates.

Gelber señaló que la falta de un informe de almacenamiento esta semana por parte de la Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) debido a una actualización prevista de los sistemas se ha sumado a la volatilidad del mercado. La EIA reanudará su programa habitual el 13 de noviembre.

"La falta de datos de almacenamiento disponibles esta semana ha hecho que los participantes en el mercado presten especial atención a las previsiones meteorológicas en un esfuerzo por hacerse una idea de cómo se desarrollará la temporada de retirada", señalaron los analistas de Gelber.

Los futuros del gas a un mes para entrega en diciembre en la Bolsa Mercantil de Nueva York cayeron 25,1 centavos, o un 7,1%, para establecerse en 3,264 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), su cierre más bajo desde el 27 de octubre.

Ese fue también el mayor descenso porcentual en un día desde que el contrato perdió cerca de un 7,2% el 22 de mayo.

Un factor bajista que ha pesado en el mercado de futuros durante la mayor parte de este año han sido los precios más bajos al contado o al día siguiente en el punto de referencia Henry Hub de Luisiana. El mercado al contado ha cotizado por debajo de los futuros del primer mes durante 176 de los 212 días de negociación en lo que va de año, según datos de la firma financiera LSEG.

Los precios al día siguiente en el Henry Hub cayeron cerca de un 4% hasta los 3,00 dólares por mmBtu para el lunes.

Los analistas han dicho que mientras el mercado de futuros se mantenga en contango -con el segundo mes más alto que el primero- y los precios al contado se mantengan lo suficientemente por debajo del primer mes como para cubrir los costes de margen y almacenamiento, los operadores deberían poder bloquear beneficios de arbitraje comprando gas al contado, almacenándolo y vendiendo un contrato de futuros.

Ese contango entre el mes anterior y el segundo mes subió a un máximo histórico por tercer día consecutivo, con la prima de los futuros de enero sobre diciembre alcanzando unos 30 céntimos por mmBtu.

Esa prima podría animar a algunos especuladores a dejar el gas almacenado durante más tiempo con la esperanza de que suban los precios más adelante en el invierno. Las compañías eléctricas, sin embargo, empezarán a sacar gas del almacenamiento a mediados o finales de noviembre, a medida que la demanda diaria de calefacción del combustible empiece a superar la producción.

OFERTA Y DEMANDA

Según LSEG, la producción media de gas en los 48 estados más bajos de EE.UU. aumentó hasta los 107.300 millones de pies cúbicos diarios (bcfd) en lo que va de noviembre, frente al récord de 104.200 bcfd de octubre.

En términos diarios, la producción alcanzó un máximo histórico de 108,0 bcfd el sábado, superando el récord diario anterior de 107,7 bcfd sólo dos días antes, el 2 de noviembre.

Los meteorólogos preveían que el tiempo pasaría de ser más cálido de lo normal del 6 al 11 de noviembre a casi normal del 11 al 14 de noviembre, para volver a ser más cálido de lo normal del 15 al 21 de noviembre.

Con la llegada de un tiempo estacionalmente más frío, LSEG pronosticó que la demanda de gas estadounidense en los 48 estados inferiores, incluidas las exportaciones, pasaría de 101,5 bcfd esta semana a 109,2 bcfd la próxima. Las previsiones para la semana que viene fueron superiores a las que LSEG presentó el viernes.

Los flujos de gas hacia las siete grandes plantas de exportación de gas natural licuado (GNL) de EE.UU. aumentaron hasta una media de 14,3 bcfd en lo que va de noviembre, frente a los 13,7 bcfd de octubre y el récord de 14,0 bcfd de abril.

Semana finalizada Semana finalizada Hace un año Cinco años

3 nov 27 oct Media 3 nov

Previsión Real Nov 3

Variación semanal del almacenamiento de gas natural en EE.UU. (bcf): 21 79 83 36

Total de gas natural almacenado en EE.UU. (bcf): 3,800 3,779 3,569 3,610

Almacenamiento total en EE.UU. frente a la media de 5 años 5,3% 5,7%

Futuros mundiales de referencia del gas ($ por mmBtu) Día actual Día anterior Este mes Año anterior Cinco años

Promedio del último año

2022 (2017-2021)

Henry Hub 3,37 3,52 6,43 6,54 2,89

Facilidad de Transferencia de Títulos (TTF) 14,47 15,01 35,88 40,50 7,49

Marcador Japón Corea (JKM) 17,57 17,65 28,37 34,11 8,95

Días-grado de calefacción (HDD), refrigeración (CDD) y total (TDD) de LSEG

Total de dos semanas Previsión Día actual Día anterior Año anterior 10 años 30 años

Norm Norm

U.S. GFS HDD 211 202 302 259 263

U.S. GFS CDDs 16 19 17 15 13

U.S. GFS TDDs 227 221 319 274 27

LSEG Previsiones semanales de oferta y demanda del GFS en EE.UU.

Semana anterior Actual Próxima semana Esta semana Quinquenal

Semana Último año Media Para

Mes

Oferta de EE.UU. (bcfd)

Producción seca de EE.UU. en la parte baja de los 48 105,6 107,5 107,4 99,4 94,4

Importaciones estadounidenses de Canadá 7,2 7,5 7,5 7,3 8,3

Importaciones estadounidenses de GNL 0,0 0,0 0,0 0,1

Oferta total de EE.UU. 113,2 115,0 114,9 106,7 102,8

Demanda estadounidense (bcfd)

Exportaciones de EE.UU. a Canadá 2,0 2,2 2,3 2,3 2,9

Exportaciones estadounidenses a México 6,1 6,1 6,3 5,0 5,3

Exportaciones estadounidenses de GNL 14,2 14,0 13,8 11,6 7,9

Comercial en EE.UU. 10,3 8,9 11,2 8,6 11,7

Residencial en EE.UU. 14,8 12,2 16,9 11,8 17,5

Central eléctrica EE.UU. 31,0 28,1 27,5 20,1 27,5

Industrial en EE.UU. 23,9 22,6 23,4 22,7 24,3

Combustible de plantas de EE.UU. 5,2 5,3 5,3 5,2 5,2

Distribución por tubería en EE.UU. 2,3 2,1 2,3 2,3 2,3

Combustible para vehículos 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Consumo total en EE.UU. 87,6 79,3 86,7 70,8 88,6

Demanda total de EE.UU. 109,8 101,5 109,2 89,7 104,7

Centro de Previsión Fluvial del Noroeste de EE.UU. (NWRFC) en la presa de The Dalles Día actual Día anterior 2023 2022 2021

% de Normal % de Normal % de Normal % de Normal

Previsión Previsión Real Real Real

Abr-Sep 92 91 83 107 81

Ene-Jul 89 89 77 102 79

Oct-Sep 89 89 76 103 81

Porcentaje semanal de generación eléctrica en EE.UU. por combustible - EIA

Semana terminada Semana terminada Semana terminada Semana terminada

Nov 10 Nov 3 Oct 27 Oct 20 Oct 13

Eólica 11 14 10 10

Solar 4 4 4 4

Hidroeléctrica 5 5 5 5

Otros 1 2 2 2

Petróleo 0 0 0

Gas natural 40 40 42 41

Carbón 19 16 17 16

Nuclear 19 19 20 21

SNL Precios del gas natural en EE.UU. para el día siguiente ($ por mmBtu)

Hub Día actual Día anterior

Henry Hub 3,00 3,12

Transco Z6 Nueva York 1,34 1,70

PG&E Citygate 5,08 5,62

Eastern Gas (antiguo Dominion South) 1,40 1,56

Chicago Citygate 2,11 2,54

Algonquin Citygate 1,53 1,83

SoCal Citygate 6,05 7,40

Waha Hub 0,69 1,97

AECO 1,87 1,91

SNL U.S. Power Precios del día siguiente ($ por megavatio-hora)

Hub Día actual Día anterior

Nueva Inglaterra 24,75 32,50

PJM Oeste 34,75 40,75

Ercot Norte 32,00 23,75

Mid C 60,00 65,00

Palo Verde 49,50 56,50

SP-15 47,75 57,00