Los contratos a plazo de gas natural se mezclan ya que los gráficos meteorológicos no impresionan a todos

El comercio a plazo de gas natural fue mixto entre el 23 de noviembre y el 23 de diciembre, con mapas meteorológicos que muestran un espectro de pronósticos de temperatura azul y naranja en este punto temprano de la temporada. 1 ciclo comercial. Las fuertes ganancias de los mercados occidentales compensaron las caídas en la mayoría de los dos tercios orientales de los 48 inferiores, NGI. Mirando hacia el futuro muestran los datos.

Precio constante Los precios de enero aumentaron considerablemente en los centros ubicados en la costa oeste y el noroeste del Pacífico. PG&E Citygate subió $2,677 en la semana a $13,806/MMBtu. En el Noroeste de Sumas, los precios fijos de enero aumentaron $3,427 a $14,595.

Esto se produce cuando los últimos datos de inventario de la Administración de Información de Energía (EIA) muestran que el almacenamiento en las regiones del Pacífico y la Montaña está notablemente por debajo de las normas históricas. El almacenamiento en la región del Pacífico se situó en 226.000 millones de pies cúbicos al 25 de noviembre, un déficit del 21,5 % con respecto al promedio de cinco años anterior. Las reservas en la región montañosa fueron de 197 mil millones de metros cúbicos, o un 5,3% por debajo del promedio de cinco años.

[Will U.S. natural gas production continue to rise? NGI’s Patrick Rau analyzes third quarter earnings reports to read the drilling and supply tea leaves and what they mean for natural gas prices looking ahead. Listen now.]

El último pronóstico de Maxar’s Weather Desk generalmente apuntaba a condiciones más frías para gran parte de la costa oeste y el norte de los 48 inferiores durante la primera quincena de diciembre, con temperaturas más estacionales y más cálidas de lo normal en otros lugares.

Para la próxima semana, el pronosticador prometió “un límite de clima inusualmente frío en el norte con temperaturas muy por encima de lo normal en el sur”. Se esperaba que las temperaturas por debajo de lo normal continuaran en todo el nivel norte de los 48 inferiores del 10 al 14 de diciembre, según Maxar.

Varios centros de Nueva Inglaterra y el Atlántico Medio en la costa este experimentaron ganancias durante el período, lo que se sumó a las primas ya grandes. La base de enero de Algonquin Citygate subió 56,5 centavos a $ 29,528, mientras que la base de mes anterior de Cove Point subió 52,3 centavos a $ 10,978.

Mientras tanto, muchos lugares vieron recortes de precios constantes de alrededor de 40-60 centavos por semana, y los precios de Henry Hub cayeron 46,6 centavos en enero para finalizar el período en $ 6,945.

¿Primas de riesgo ‘irrazonables’?

Los futuros de Nymex de enero se realizaron del 23 de noviembre al 23 de diciembre. Después de 1 término, entró en el feriado de Acción de Gracias. El contrato de diciembre se negoció a 31,2 centavos en la sesión del lunes. Enero cayó otros 19,2 centavos a 6.738 dólares el jueves después de caer 30,5 centavos el miércoles.

Los futuros cayeron ya que las previsiones para la primera quincena de diciembre no sugirieron el frío generalizado necesario para generar un sentimiento alcista.

Según NatGasWeather, los últimos datos meteorológicos del modelo estadounidense mostraron una tendencia más cálida el jueves, con menos aire frío moviéndose desde Canadá hacia los Estados Unidos desde el próximo miércoles hasta el 10 de diciembre.

Mientras tanto, los últimos datos de un modelo europeo proporcionaron un pronóstico más frío para la segunda semana de diciembre, dijo la firma.

NatGasWeather dijo que los “modelos meteorológicos” en un momento “se burlaron de un patrón helado de EE. UU.” durante la primera semana de diciembre “solo para retroceder significativamente”. “… es probable que la mayoría de los jugadores importantes consideren que el patrón del 8 al 15 de diciembre es lo suficientemente frío, pero un estado de ánimo alcista en toda regla requerirá un frío mucho más severo y persistente”.

Según EBW Analytics Group, existen posibles catalizadores alcistas en el horizonte, incluida una segunda mitad helada de diciembre y un regreso esperado al servicio para la terminal de Freeport LNG.

Aún así, “las primas de riesgo pueden no ser razonables según la temporada”, dijo a los clientes Eli Rubin, analista de EBW, en una nota reciente. “Los precios del gas natural están dominados por la posibilidad de un evento de clima frío extremo de baja probabilidad y alto impacto que azote el país a mediados del invierno.

“Con el gas natural en la parte inelástica del precio de la curva de demanda, los precios podrían aumentar considerablemente en un escenario alcista”, agregó Rubin. “Esta configuración, si bien es un desafío, ayuda a las primas de riesgo de invierno de Nymex y la reticencia de los comerciantes a corto plazo de gas natural, lo que permite que los precios se negocien por encima de nuestra estimación de valor razonable subyacente”.

Las existencias de almacenamiento de EE. UU. parecen adecuadas en este punto de la temporada, pero no hay lugar para la autocomplacencia debido al clima, “la última incógnita”, dijo el analista de Rystad Energy, Ade Allen, en una nota reciente.

Junto con una mayor demanda residencial/comercial con el inicio del calentamiento invernal, “el otro gran impulsor de la demanda es el reinicio de Freeport LNG”, dijo Allen. “La última comunicación del operador apunta a un relanzamiento en diciembre, pero los halcones del mercado se muestran escépticos. La construcción y rehabilitación de la instalación se ha retrasado por obstáculos normativos, lo que hace casi imposible estimar el momento del reinicio.

Rystad estima que la instalación de exportación de Texas está en camino de reiniciarse parcialmente a mediados de enero, con una utilización del 85 % (2,0 Bcf/d) a fines de enero, según el analista. Allen dijo que según el modelo de la empresa, la utilización total de 2,38 Bcf/d continuaría hasta marzo de 2023.

“Si se confirma este cronograma de reinicio, proporcionaría una trayectoria ascendente para los precios en el primer trimestre, que históricamente ha sido propenso a interrupciones en el suministro debido a los impactos del clima invernal”, dijo el analista.

Base más fuerte para permanente

Entre los cambios clave regionales notables durante el 23 de noviembre-dic. En el período 1, los centros de fabricación en el oeste de Texas vieron un impulso debido a los precios más fuertes de las aguas abajo al oeste de los 48 inferiores.

Waha subió 28,2 centavos en la semana para terminar a 67,3 centavos de la base de enero Henry Hub. El Paso Permian subió 28,7 centavos para cerrar en menos 63,3 centavos.

En otros lugares, las diferencias basadas en el invierno también han mejorado en el oeste de Canadá.

NOVA/AECO C agregó 23,4 centavos en enero, aunque el centro continuó cotizando con un descuento de $2,182 frente a Henry. Mirando hacia el futuro muestran los datos.