Los precios del gas natural revierten su tendencia: el aumento de la producción eclipsa el impacto de la tormenta invernal

Los futuros de gas natural Nymex de marzo cerraron con fuertes bajas el lunes, desplomándose un -25.65% (-1.117) para situarse en mínimos de 3 semanas. La reversión dramática desde el pico de 3 años de la semana pasada resalta las presiones volátiles que están remodelando los mercados energéticos, a medida que la producción en EE. UU. se recupera y los patrones climáticos se vuelven más cálidos en todo el continente.

Recuperación de tormentas inunda los mercados con producción de gas

El repunte en la producción de gas natural en EE. UU. fue el principal impulsor de la fuerte venta del lunes. Los volúmenes de producción aumentaron a 111.6 bcf/d, el nivel más alto en casi dos semanas, ya que las operaciones que se habían detenido por la severa tormenta invernal de la semana anterior volvieron a estar en servicio. La magnitud de la interrupción de la producción fue considerable: aproximadamente 50 mil millones de pies cúbicos de gas se desconectaron durante el evento de la tormenta, lo que representa aproximadamente el 15% de la producción total de gas natural en EE. UU. durante ese período.

Según datos de BNEF, la producción de gas seco en los estados de Lower-48 el lunes alcanzó los 111.6 bcf/d, lo que supone un aumento del +5.7% interanual. La recuperación en el suministro contrasta marcadamente con los cuellos de botella en la producción que habían llevado los precios a niveles astronómicos días antes. Esa interrupción inducida por el clima, junto con el frío extremo que provocó congelamientos en Texas y otras regiones productoras importantes, había elevado temporalmente los precios del gas natural a niveles no vistos en tres años.

Pronósticos meteorológicos se vuelven más cálidos, aliviando la presión de la demanda

Justo cuando la oferta se recuperaba, los fundamentos de la demanda cambiaron a la baja. El Grupo de Clima de Productos Básicos publicó pronósticos actualizados de 10 días que indican una tendencia de calentamiento en el patrón climático de EE. UU., un desarrollo que inmediatamente disipó las expectativas de consumo de calefacción de gas natural. Este doble alivio—tanto desde el lado de la oferta como del lado de la demanda—creó una presión de venta significativa que aceleró las pérdidas durante toda la sesión de negociación.

Los datos de demanda de BNEF mostraron que la demanda de gas en los estados de Lower-48 el lunes fue de 117.3 bcf/d, aunque esto representó un aumento sustancial del +34.4% interanual, el pronóstico más cálido sugirió que esos niveles elevados de consumo no persistirían.

El contraste en los patrones regionales se hizo evidente al examinar los flujos de exportación de GNL. Los flujos netos estimados hacia las terminales de exportación de gas natural en EE. UU. el lunes totalizaron 18.4 bcf/d, registrando un aumento notable del +85.9% semana a semana. Esta fortaleza del GNL proporcionó cierto contrapeso a las preocupaciones de demanda interna, aunque las perspectivas de clima más cálido limitaron su apoyo en el mercado.

Los fundamentos de la oferta presentan señales mixtas

Los niveles de inventario siguen indicando suministros abundantes de gas natural en todo el sistema. Los datos semanales de la EIA mostraron que los inventarios de gas natural para la semana que terminó el 23 de enero disminuyeron en 242 bcf, más de lo esperado por el consenso (-238 bcf) y por encima del promedio semanal de los últimos 5 años de -208 bcf. A pesar de esta disminución mayor a la media, los niveles de almacenamiento al 23 de enero estaban un +9.8% respecto al año anterior y un +5.3% por encima de su promedio estacional de 5 años, confirmando un colchón de suministro abundante.

La situación en Europa presenta un panorama diferente. Al 31 de enero, el almacenamiento de gas en el continente alcanzó solo el 41% de su capacidad, muy por debajo del promedio histórico del 57% para esta época del año en los últimos 5 años. Esta divergencia resalta la naturaleza regional de las dinámicas de suministro de gas natural.

De cara al futuro, la perspectiva de suministro a largo plazo ofrece cierto apoyo a los precios. La EIA, a mediados de enero, redujo su pronóstico de producción para 2026 a 107.4 bcf/d desde la estimación del mes anterior de 109.11 bcf/d. Sin embargo, esta proyección contrasta con la producción actual, que se sitúa cerca de máximos históricos, con plataformas activas en EE. UU. alcanzando recientemente máximos de 2 años. Baker Hughes informó que las plataformas activas de gas natural en la semana que terminó el 30 de enero aumentaron en 3 hasta 125 plataformas, ligeramente por debajo del máximo de 2.25 años de 130 plataformas establecido a finales de noviembre.

La actividad de perforación permanece elevada a pesar de las dificultades de precios

El alto número de plataformas subraya una actividad de perforación persistente a pesar del reciente colapso de precios. En la comparación anual, el conteo de plataformas de gas se ha recuperado sustancialmente desde el mínimo de 94 plataformas registrado en septiembre de 2024, hace 4.5 años. Esta recuperación en la infraestructura de perforación sugiere que los productores siguen comprometidos con la expansión del gas natural a pesar de la debilidad actual de los precios.

Los datos de generación eléctrica aportaron presiones adicionales. El Instituto de Electricidad de Edison informó que la producción eléctrica en EE. UU. en los 48 estados en la semana que terminó el 24 de enero cayó un -6.3% interanual, hasta 91,131 GWh, reduciendo la demanda de generación por gas natural. Sin embargo, la tendencia de producción en los últimos 52 semanas se mantuvo favorable, con una generación eléctrica acumulada que subió un +2.1% interanual hasta 4,286,060 GWh en ese período.

La combinación de una producción recuperada, pronósticos de clima más cálido y amplios inventarios de almacenamiento superó los factores de apoyo provenientes de las fuertes exportaciones de GNL y la demanda cercana a máximos a corto plazo. Los mercados de gas natural enfrentan un escenario fluido donde los fundamentos de la oferta siguen cambiando más rápido de lo esperado, dejando la dirección de los precios condicionada a la velocidad de la normalización adicional de la producción y a la respuesta real de la demanda ante el clima más cálido.