La perspectiva a corto plazo del gas natural Henry Hub está siendo empujada por un par de factores contrapuestos. El primero es un modesto colchón nacional de inventarios y un pronóstico meteorológico oficial que favorece temperaturas cálidas en algunas de las regiones más importantes de Estados Unidos.
Último informe meteorológico
El Centro de Predicción Climática (CPC) de la NOAA emitió su último pronóstico disponible ayer a las 15:00 (hora del Este) y, para el periodo 1–5 de noviembre, se favorecen temperaturas superiores a la norma en la parte central y oriental de los Estados Unidos contiguos, con probabilidades superiores al 70% en gran parte del Este. Este patrón podría frenar la demanda temprana de calefacción frente a un resultado más frío.
Es un pronóstico por categorías de temperatura, no necesariamente una medida del consumo real de gas, y un 70% de probabilidad de temperaturas superiores a la norma no significa que la demanda caiga un 70% en respuesta. La población regional, el uso de los edificios y la magnitud de la desviación térmica respecto a las estimaciones podrían determinar el efecto final.
Situación de los inventarios
La situación actual de los inventarios está más equilibrada de lo que sugeriría un simple exceso de oferta. El informe de la EIA del 22 de octubre estimó gas operativo en los Lower 48 en 3.644 Bcf (mil millones de pies cúbicos) al 16 de octubre, tras una inyección semanal de 77 Bcf. Eso supuso 35 Bcf por encima del promedio 2021–2025 de 3.609 Bcf, pero 152 Bcf por debajo del nivel del mismo periodo del año anterior.
El gráfico a continuación pone esas comparaciones en una escala común con base cero, con un colchón de partida aproximadamente medio que proporciona cierta flexibilidad, mientras que el déficit interanual advierte contra asumir que el sistema dispone del mismo margen de reserva que el año pasado.
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Existencias regionales
Las existencias regionales importan: el almacenamiento del Sur Central se registró en 1.125 Bcf, un 3,4% por debajo de su promedio de cinco años. Las existencias en cavernas salinas eran 251 Bcf, un 14,9% por debajo de su promedio correspondiente. Estas cifras regionales no contradicen necesariamente un pequeño superávit nacional; simplemente muestran que la ubicación y el tipo de gas almacenado pueden diferir de la imagen general.
Para Henry Hub, un balance nacional amplio debe valorarse junto con los requisitos de la región del Golfo. Una restricción en un gasoducto o un cambio en la demanda de exportaciones puede afectar la disponibilidad regional incluso cuando los inventarios a nivel nacional parecen holgados. No ha habido nuevas interrupciones en gasoductos ni cierres de terminales, por lo que eso no forma parte de la ecuación.
El panorama de la EIA del 6 de octubre proyecta que la producción seca de EE. UU. promediará 112,20 Bcf/d en 2026 y 116,13 Bcf/d el próximo año. Prevée exportaciones de GNL de 17,6 y 18,6 Bcf/d, respectivamente. Se trata de promedios anuales previstos, no de flujos verificados ni de confirmación de que se esté utilizando una cantidad específica de capacidad de exportación.
El equilibrio importa
El equilibrio lo será todo aquí. Más producción podría cubrir una mayor demanda de exportación al tiempo que limita una presión persistente al alza sobre los precios. El momento importará, por supuesto. Un crecimiento de la producción que llegue después de un periodo de fuertes retiradas no evitaría un estrechamiento previo. A la inversa, exportaciones más débiles o un invierno templado podrían permitir que más oferta quede disponible para almacenamiento doméstico.
Cabe señalar que la EIA finalizó sus insumos de modelo el 1 de octubre antes de publicar el 6 de octubre y afirma que el pronóstico no podrá incorporar específicamente noticias de eventos del mercado posteriores. Sus promedios anuales proyectados para Henry Hub deben utilizarse, por tanto, como información de fondo condicional.
El siguiente informe de inventarios de la EIA está programado para el jueves a las 10:30 (hora del Este). Lo importante será observar cómo la inyección reportada se compara con el balance estacional y si los colchones nacional y del Sur Central mejoran simultáneamente.
Demanda eléctrica
La demanda eléctrica añadirá además una complicación. El calor puede reducir los requerimientos de calefacción sin generar la fuerte carga por aire acondicionado asociada al pleno verano. Esto variará por región, obviamente, y según la mezcla de generación, por lo que la temperatura por sí sola no puede establecer el tamaño de la demanda de generación a gas. Habrá que observar el tiempo, el consumo eléctrico y el uso de combustibles para juzgar si el calor pronosticado se traduce en un balance de gas más holgado.
Un pronóstico más cálido inclina la balanza contra una aceleración inmediata de la demanda de calefacción que a menudo se ve en esta época del año, mientras que los colchones de inventario desiguales preservan la sensibilidad a las revisiones. Pronósticos más fríos, flujos de exportación medidos más fuertes o pérdidas de suministro verificadas reforzarían el argumento de un estrechamiento.
Preparación para operar
El análisis técnico para el gas natural parece casi una situación de búsqueda de valor, ya que ha caído tan drásticamente que la cobertura de posiciones cortas podría ayudar a elevar los precios, y hay que pensar que el mercado acabará intentando encontrar un suelo. Al fin y al cabo, estamos en precios de abril y nos dirigimos en dirección contraria respecto al calendario.
Dado el tiempo suficiente, espero que el gas natural rebote, pero quizás sea necesario que se publique el informe de inventarios del jueves antes de que empiecen a entrar compradores a acumular gas natural. Tal como están las cosas ahora, el tiempo no coopera. El nivel de 2,50 USD parece ser el suelo del mercado por el momento. Anticipo que 2,80 USD será algo difícil de superar, al igual que los 3,00 USD.
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