Los precios del gas natural se recuperan debido a un patrón climático divergente en diferentes regiones de EE. UU.

Los futuros de gas natural Nymex de marzo (NGH26) cerraron al alza en +0.074 (+2.29%) el martes, recuperando parte del terreno tras la fuerte caída del 25% del lunes. El rebote refleja un patrón meteorológico complejo con pronósticos de temperaturas contrastantes en diferentes regiones del país. El Grupo de Clima de Materias Primas (Commodity Weather Group) presentó un panorama mixto: temperaturas por encima de lo normal se esperan hasta mediados de febrero en el Medio Oeste y las regiones del sur, mientras que el Atlántico medio y el noreste enfrentan condiciones más frías de lo normal hasta principios de febrero. Este patrón meteorológico divergente se ha vuelto crucial para entender los movimientos de precios a corto plazo.

Divergencia de Temperaturas: Interpretando los Símbolos del Clima en las Regiones

El rally dramático en los precios del gas natural ocurrido el miércoles pasado demuestra el impacto desproporcionado de eventos climáticos extremos. Una masa de frío ártico que atravesó el país provocó interrupciones masivas en las operaciones, con aproximadamente 50 mil millones de pies cúbicos de producción de gas natural desconectados, lo que representa alrededor del 15% de la producción total de EE. UU. La ola de frío dañó pozos de gas y causó interrupciones en la producción, especialmente en Texas y regiones cercanas, mientras que simultáneamente aumentó la demanda de calefacción.

La divergencia en los pronósticos meteorológicos es crítica porque las diferencias regionales de temperatura generan dinámicas de oferta y demanda desiguales. Cuando el noreste experimenta temperaturas anormalmente frías, la demanda de calefacción se dispara en áreas densamente pobladas. Por otro lado, el clima más cálido en el sur reduce el consumo de calefacción de emergencia. Este patrón en el mapa de temperaturas, proyectado hasta mediados de mes, probablemente influirá en la dirección diaria de los precios.

Dinámicas de Oferta y Producción

La producción de gas seco en los 48 estados inferiores el martes fue de 110.5 bcf/d, reflejando un aumento interanual del +5.1%, según datos de BNEF. A pesar del crecimiento reciente, la EIA revisó a la baja su pronóstico de producción para 2026 a 107.4 bcf/d desde la estimación previa de 109.11 bcf/d, lo que indica preocupaciones de los analistas sobre el crecimiento futuro de la producción. Es importante destacar que la producción de gas natural en EE. UU. sigue cerca de niveles récord, con plataformas de perforación activas alcanzando recientemente picos de 2 años.

Baker Hughes informó que las plataformas activas de perforación de gas natural en EE. UU. alcanzaron 125 en la semana que terminó el 30 de enero, 3 más que la semana anterior. Esto todavía está ligeramente por debajo del máximo de 2.25 años de 130 plataformas establecido a finales de noviembre, pero representa ganancias sustanciales respecto al mínimo de 4.5 años de 94 plataformas registrado en septiembre de 2024.

Métricas de Demanda y Absorción del Mercado

La demanda de gas en los 48 estados inferiores el martes fue de 110.6 bcf/d (+26.7% interanual), según BNEF. La actividad de exportación de GNL mostró fortaleza, con flujos netos hacia las terminales de GNL en EE. UU. estimados en 19.1 bcf/d (+43.8% semana a semana), lo que sugiere una demanda internacional robusta a pesar de las incertidumbres económicas globales.

Sin embargo, la generación eléctrica en general presentó un obstáculo. El Instituto de Electricidad de Edison (Edison Electric Institute) informó que la producción eléctrica en EE. UU. en la semana que terminó el 24 de enero cayó un 6.3% interanual a 91,131 GWh. Aunque la cifra semanal decepcionó, la producción acumulada en 52 semanas aumentó un 2.1% interanual a 4,286,060 GWh, confirmando una fortaleza subyacente en la demanda de energía.

Estado de Inventarios y Posicionamiento Regional de la Oferta

El informe semanal de inventarios de la EIA del jueves pasado apoyó los precios. Los inventarios de gas natural para la semana que terminó el 23 de enero disminuyeron en 242 bcf, superando la reducción consensuada del mercado de 238 bcf y superando la media semanal de 5 años de 208 bcf. Al 23 de enero, los inventarios totales estaban un 9.8% por encima de los niveles del año anterior y un 5.3% por encima de su media estacional de 5 años, indicando que aún hay suministros abundantes en el sistema.

El gráfico de inventarios cuenta una historia importante: a pesar de que las reservas son adecuadas, las variaciones regionales importan. El almacenamiento de gas en Europa, al 1 de febrero, estaba en solo el 41% de su capacidad en comparación con el promedio estacional de 57% en este período, lo que sugiere condiciones de suministro más ajustadas a nivel mundial, incluso cuando EE. UU. mantiene buffers de inventario cómodos.

Perspectivas del Mercado y Dirección de los Precios

Las señales contradictorias evidentes en el gráfico del pronóstico meteorológico—temperaturas cálidas en algunas regiones y condiciones árticas en otras—probablemente mantendrán la volatilidad de los precios del gas natural hasta mediados de febrero. Las previsiones de producción han sido recortadas por la EIA, las interrupciones por el frío reciente permanecen en la memoria del mercado y la demanda de exportación continúa fortaleciéndose. Estos factores respaldan los precios en niveles cercanos a los actuales, mientras que los abundantes inventarios en EE. UU. moderan el entusiasmo por una subida excesiva.

La interacción entre los patrones regionales de temperatura, las limitaciones en la capacidad de producción y la distribución desigual pero adecuada de inventarios seguirá siendo un factor clave en la determinación de precios en el corto plazo.