¿Por qué se está quedando atrás el almacenamiento de gas natural?
Las existencias de gas natural en EE.UU. se sitúan en 3.520 Bcf, un 6,2% por debajo de la media de los últimos cinco años, de 3.753 Bcf, según los datos de la EIA hasta el 18 de octubre. El déficit se explica por una demanda de refrigeración más intensa de lo habitual durante el pasado verano, que elevó el consumo de gas para generación eléctrica, y por unas inyecciones por debajo de la media debido a paradas de mantenimiento y recortes de producción en las formaciones de esquisto de Permian y Haynesville. Además, la demanda de gas para alimentar las plantas de GNL se ha mantenido sólida en 14,2 Bcf/d, un 8% más interanual, a medida que las terminales de exportación aumentan su actividad.
¿Por qué sube hoy el precio del gas natural?
Los futuros de noviembre en el NYMEX cerraron en 4,82 dólares por MMBtu, un 5,1% más que la semana anterior, impulsados por el déficit de almacenamiento y las previsiones de temperaturas por debajo de lo normal en el Medio Oeste y el Noreste a principios de noviembre. El mercado descuenta una mayor probabilidad de tensión en el suministro durante la temporada invernal de extracción. La curva de futuros para el invierno de 2026-2027 (diciembre-marzo) cotiza con una prima de 5,10 dólares por MMBtu, lo que refleja unas primas de riesgo más elevadas. El interés abierto en los contratos de noviembre aumentó en 12.000 lotes, lo que indica nuevas posiciones alcistas.
Impacto en el mercado: ¿quién gana y quién pierde?
Los precios más altos del gas son un arma de doble filo. Productores como EQT y Coterra Energy ven mejorar sus flujos de caja, mientras que las eléctricas con exposición sin cubrir afrontan mayores costes de combustible. Los usuarios industriales, especialmente en los sectores químico y de fertilizantes, podrían recortar producción si los precios se mantienen elevados. La EIA prevé que los costes de calefacción invernal para los usuarios de gas natural aumenten un 18% interanual, lo que presionará los presupuestos de los hogares. Entretanto, el cambio de carbón a gas podría actuar como un techo temporal de la demanda, pero con las existencias de carbón también bajas, las opciones de sustitución son limitadas.
Perspectivas: demanda invernal y respuesta de la oferta
Con el almacenamiento un 6,2% por debajo de lo normal y la demanda invernal a las puertas, el mercado es vulnerable a nuevas subidas. Un invierno más frío de lo habitual podría llevar los precios por encima de los 5,50 dólares por MMBtu, mientras que un invierno suave podría aliviar el déficit. La respuesta de la oferta está limitada por los cuellos de botella en los gasoductos y la disciplina de capital de los productores. La gran incógnita es la meteorología: las últimas previsiones de la NOAA a 8-14 días apuntan a temperaturas más frías de lo normal en el este de EE.UU., lo que respalda el sentimiento alcista.
