Los futuros de gas natural estadounidenses borraron dos días de ganancias el viernes después de que datos meteorológicos actualizados redujeran los grados-día de refrigeración para las perspectivas de mediados de mes, desencadenando una ola de toma de ganancias.
Los futuros de gas natural en el Nymex se desplomaron un 3,2% para cerrar el viernes en 3,229 dólares por millón de unidades térmicas británicas, revirtiendo las ganancias de las dos sesiones previas, ya que los modelos meteorológicos actualizados apuntaron a temperaturas más suaves en las regiones clave de demanda. El contrato de julio para entrega inmediata registró una pérdida semanal del 1,9%, rompiendo una racha de dos semanas de ganancias.
"Los datos meteorológicos de anoche y del mediodía redujeron varios grados-día de refrigeración para el período de 9 a 15 días, lo que pareció ser el catalizador para las ventas y la toma de ganancias", señaló NatGasWeather.com en un informe. El servicio meteorológico indicó que EE. UU. probablemente experimentaría una demanda moderada durante el fin de semana y una demanda "bastante fuerte" desde mediados de la próxima semana hasta la semana siguiente.
El retroceso se produjo a pesar de los datos de inventario favorables publicados el jueves, que mostraron que el almacenamiento en la región del centro-sur se situaba 41 mil millones de pies cúbicos por debajo del nivel del año anterior, según Eli Rubin de EBW Analytics. "El continuo endurecimiento regional —incluso en ausencia de calor— podría seguir siendo un factor de apoyo para el gas natural del Nymex hasta principios del verano", dijo Rubin.
La reversión muestra cuán sensible sigue siendo el mercado del gas natural a los cambios meteorológicos a corto plazo, mientras la industria transita de la temporada de transición primaveral hacia la demanda de refrigeración estival. Con los niveles de almacenamiento ya ajustándose en regiones clave, las próximas semanas determinarán si el mercado acumula suficiente inventario para satisfacer el consumo máximo del verano o si enfrenta una escasez de oferta que podría impulsar los precios al alza.
La liquidación del gas natural se produjo en un contexto de declive general del complejo energético. Los futuros del crudo también cayeron el viernes: el West Texas Intermediate del Nymex se desplomó un 2,7% hasta 90,54 dólares por barril, y el Brent bajó un 2% hasta 93,09 dólares por barril, mientras los operadores apostaban por una resolución del conflicto entre EE. UU. e Irán que reabriera el estrecho de Ormuz. El ETF del sector energético (XLE) cayó un 2,4% en la sesión.
Sin embargo, en la semana, el crudo registró ganancias —el WTI del Nymex subió un 3,6% y el Brent sumó un 2,2%—, ya que el cierre efectivo del estrecho de Ormuz siguió restringiendo la oferta mundial. Goldman Sachs estimó en un informe del viernes que la demanda mundial de petróleo disminuyó entre 4 y 5 millones de barriles diarios en abril, lo que representa una reducción del 4% al 5%, impulsada por un consumo más débil en China y Europa occidental.
La divergencia entre la acción del precio del crudo y el gas natural esta semana pone de relieve las distintas dinámicas de oferta y demanda que impulsan cada mercado. Mientras el crudo se enfrenta a un shock geopolítico de oferta por el cierre del estrecho de Ormuz, el gas natural sigue siendo, en esta etapa del año, un mercado impulsado principalmente por el clima, donde los niveles de almacenamiento y las previsiones de temperatura dictan la dirección del precio a corto plazo.
El panorama del almacenamiento proporciona un posible suelo bajo los precios. El déficit de 41 mil millones de pies cúbicos de la región del centro-sur con respecto a los niveles del año anterior sugiere que, incluso sin calor extremo, el mercado se está ajustando. Si la demanda de refrigeración estival se materializa como los pronosticadores proyectan actualmente para mediados de junio, la combinación de un almacenamiento por debajo del promedio y un consumo creciente podría elevar los precios. Por el contrario, un período prolongado de clima templado impediría la reducción de los inventarios, lo que podría presionar los precios de vuelta hacia los mínimos recientes.
La última vez que el almacenamiento de gas natural en la región del centro-sur registró un déficit comparable respecto a los niveles del año anterior fue a principios de 2025, cuando los precios respondieron con un repunte del 15% durante un período de tres semanas, mientras los operadores descontaban una oferta más ajustada. Ese precedente histórico sugiere que el déficit de almacenamiento actual podría proporcionar un soporte significativo si la demanda se recupera según lo previsto.
Este artículo es solo con fines informativos y no constituye asesoramiento de inversión.
