Puntos clave:
Los futuros del gas natural estadounidense cayeron el lunes, ya que los modelos meteorológicos perdieron calor para la segunda mitad de junio y los flujos de exportación de gas natural licuado se mantuvieron restringidos por el mantenimiento de primavera, rompiendo una racha de tres sesiones de ganancias.
El contrato de julio en la New York Mercantile Exchange se situó en 3,147 $ por millón de unidades térmicas británicas, un 2,5% a la baja en la jornada después de tocar un mínimo intradiario de 3,139 $. El descenso borró las ganancias de finales de la semana pasada, cuando las previsiones de temperaturas más cálidas y una acumulación de almacenamiento por debajo de la media habían empujado los precios al alza.
"El contrato de julio se topó con un triple factor bajista durante el fin de semana: previsiones meteorológicas más suaves, GNL débil y aumento de la oferta", declaró Eli Rubin, analista de EBW Analytics. Los especuladores redujeron sus posiciones cortas en la semana finalizada el 2 de junio, al tiempo que aumentaban las largas, señaló, añadiendo que "si bien puede haber un techo a corto plazo cerca de los 3,39 $/mmBtu, catalizadores alcistas inesperados podrían desencadenar una subida y amenazar con un evento más amplio de cobertura de cortos".
El retroceso se produjo cuando los meteorólogos redujeron las expectativas de temperatura para la segunda mitad de junio, lo que redujo las perspectivas de demanda del sector eléctrico. Alrededor del 40% de la generación eléctrica estadounidense proviene de centrales de gas, lo que convierte a este combustible en algo muy sensible a la demanda de refrigeración en verano. Los datos de LSEG mostraron que la producción media de gas en los 48 estados contiguos se situó en 109,0 mil millones de pies cúbicos por día en lo que va de junio, por debajo de los 109,7 bcfd de mayo y del récord mensual de 110,6 bcfd de diciembre de 2025.
Los flujos de gas de alimentación para GNL promediaron 16,3 bcfd en junio hasta el lunes, frente a los 17,1 bcfd de mayo, ya que el mantenimiento estacional dejó fuera de servicio la capacidad de varias importantes instalaciones de exportación. La terminal Golden Pass de ExxonMobil y QatarEnergy en Texas y la planta cercana de Freeport LNG se sometieron a trabajos planificados, lo que redujo el volumen de gas extraído del mercado nacional. Los flujos diarios tocaron un mínimo de cuatro meses de 15,7 bcfd el martes de la semana pasada, según LSEG.
El excedente de inventario en relación con la media de cinco años se redujo a aproximadamente el 5,9% en la semana finalizada el 29 de mayo, frente al 6,2% de una semana antes, ya que los recientes descensos de la producción ayudaron a absorber parte del excedente de almacenamiento primaveral. LSEG proyectó que la demanda total de gas estadounidense, incluidas las exportaciones, aumentaría a 99,9 bcfd la próxima semana frente a los 98,3 bcfd de esta semana, aunque la previsión se revisó a la baja respecto a la perspectiva del martes.
Andy Huenefeld, de Pinebrook Energy Advisors, afirmó que el primer calor significativo de la temporada previsto para finales de esta semana debería impulsar la demanda de generación eléctrica más fuerte de 2026 hasta la fecha. Pinebrook mantuvo su perspectiva alcista de uno a tres meses "con la salvedad de que el mercado probablemente necesite calor sostenido o una demanda más fuerte de GNL para prolongar el repunte".
La última vez que el contrato de julio cotizó por encima de los 3,30 $ fue a finales de mayo, cuando una breve ola de calor elevó los precios a un máximo de tres meses antes de que las previsiones más frescas revirtieran las ganancias. Si se materializa un calor sostenido en la última semana de junio, el mercado podría poner a prueba la resistencia cerca de los 3,39 $, señaló Rubin. Por el contrario, un retorno a condiciones suaves o nuevas interrupciones en el GNL podrían empujar los precios de nuevo hacia el nivel de soporte de los 3,00 $ que se mantuvo durante la mayor parte de mayo.
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