Il greggio statunitense rimane al minimo di 1 anno poiché il clima caldo rende il peggior inizio dell’anno

6 gennaio (Reuters)I futures sul gas naturale degli Stati Uniti sono stati tenuti vicino al minimo di un anno venerdì sulle previsioni per un clima più caldo del normale e una domanda di riscaldamento inferiore al solito che continueranno fino alla fine di gennaio.

Con il contratto ora in calo di circa il 17% quest’anno, il mercato del gas è sulla buona strada per il peggior inizio di anno mai registrato, secondo i dati di Refinitiv risalenti al 1991, il primo anno intero di scambi di contratti future sul gas.

Ciò supera l’attuale peggior inizio di quattro giorni in un anno che è sceso del 14% nel 2006 e rispetto al miglior inizio di quattro giorni che è stato del 21% nel 1997.

Futures sul gas del primo mese NGc1 per la consegna di febbraio è rimasta invariata a $ 3,720 per milione di unità termiche britanniche (mmBtu) alle 9:29 EST (1429 GMT). Giovedì, il contratto è sceso di circa l’11%, chiudendo al minimo dal 4 gennaio 2021.

Prima di pareggiare le perdite, venerdì il contratto è sceso di oltre il 5% a 3,52 dollari per mmBtu negli scambi intraday, il minimo da luglio 2021.

Per la settimana, il primo mese è sceso di circa il 17%, mettendolo sulla buona strada per scendere di circa il 44% nelle ultime tre settimane, il più grande calo di tre settimane nella storia, secondo i dati di Refinitiv.

Ciò mantiene il contratto in territorio tecnicamente ipervenduto con l’indice di forza relativa (RSI) al di sotto di 30 per il settimo giorno consecutivo per la prima volta da aprile 2019.

Il premio dei futures per marzo rispetto ad aprile NGH23-J23che l’industria chiama così creatore di VedovaGiovedì è sceso al minimo storico di 7 centesimi per mmBtu poiché alcuni nel mercato hanno perso la speranza che il freddo pungente farà aumentare i prezzi il prossimo inverno.

L’industria del gas chiama lo spread marzo-aprile il “creatore di vedove” perché il rapido movimento dei prezzi derivante dal cambiamento delle previsioni meteorologiche ha spinto alcuni speculatori, tra cui l’hedge fund Amaranth, a perdere oltre 6 miliardi di dollari in futures sul gas nel 2006.

Il mercato utilizza lo spread marzo-aprile per scommettere sul riscaldamento della stagione invernale quando la domanda di gas aumenta.

I commercianti hanno affermato che la maggiore incertezza del mercato rimane quando Freeport LNG riavvierà il suo impianto di esportazione di gas naturale liquefatto (GNL) in Texas.

Dopo diversi ritardi da ottobre a novembre e poi a dicembre, Freeport ora si aspetta che la struttura ritorni seconda metà di gennaioin attesa di approvazioni regolamentari.

Ciò è in linea con ciò che molti analisti affermano da molto tempo: che Freeport tornerà probabilmente nel primo trimestre del 2023 perché la società ne ha ancora in abbondanza. opera fatto per soddisfare i regolatori federali prima di riavviare l’impianto.

Ogni volta che Freeport tornerà, la domanda statunitense di gas aumenterà. L’impianto può convertire circa 2,1 miliardi di piedi cubi al giorno (bcfd) di gas in GNL, che rappresenta circa il 2% della produzione giornaliera degli Stati Uniti.

Freeport è stato chiuso l’8 giugno dopo un guasto al tubo che ha causato un’esplosione a causa di procedure operative e di test inadeguate, errore umano e fatica, secondo un relazione dei consulenti assunto per esaminare l’incidente e suggerire azioni correttive.

Il fornitore di dati Refinitiv ha affermato che la produzione media di gas negli Stati Uniti dei 48 stati inferiori è salita finora a 98,2 miliardi di piedi cubi a gennaio, rispetto ai 96,7 miliardi di piedi cubi di dicembre, ma ancora al di sotto del record mensile di 99,9 miliardi di piedi cubi a novembre 2022.

Anche se si prevede che il clima rimarrà più caldo del normale fino alla fine di gennaio, Refinitiv prevede che la domanda media di gas statunitense, comprese le esportazioni, aumenterà da 110,8 miliardi di piedi cubi di questa settimana a 121,8 miliardi di piedi cubi la prossima settimana, poiché le temperature scenderanno prima della settimana media più fredda dell’anno.

Tra due settimane, tuttavia, Refinitiv prevede che la domanda di gas scenderà a 120,5 miliardi di piedi cubi quando il clima diventerà più mite.

Settimana terminata il 6 gennaio (previsione)

Settimana terminata il 30 dicembre (attuale)

Un anno fa, il 6 gennaio

Media quinquennale 6 gennaio

Variazione settimanale dello stoccaggio di gas naturale negli Stati Uniti (bcf):

-31

-213

-183

-151

Perdite totali negli Stati Uniti nello stoccaggio (bcf):

2.860

2.891

3.016

2.948

Storage totale negli Stati Uniti rispetto alla media di 5 anni

-3,0%

-6,7%

Future sul benchmark globale del gas ($ per mmBtu)

giorno corrente

Giorno precedente

Questo mese l’anno scorso

Media anno precedente 2022

Media quinquennale (2018-2022)

Enrico Mozzo NGc1

3.60

3.72

4.26

6.54

3.60

Strumento di trasferimento del titolo (TTF) TRNLTTFMc1

23.21

21.15

28.25

40,50

14.39

Marcatore Giappone Corea (JKM) JKMc1

28.85

29.50

28.53

34.11

14.31

Refinitiv Riscaldamento (HDD), Raffrescamento (CDD) e Totale (TDD) Gradi Giorno

Previsione totale quindicinale

giorno corrente

Giorno precedente

L’anno scorso

Norma di 10 anni

Norma di 30 anni

HDD GFS USA

350

346

472

440

445

CDD GFS statunitensi

2

2

4

4

3

TDD GFS USA

352

348

476

444

448

Previsioni della domanda e dell’offerta GFS settimanali di Refinitiv negli Stati Uniti

Domenica precedente

Domenica attuale

Domenica prossima

Questa settimana l’anno scorso

Media quinquennale per il mese

Offerta USA (bcd in b/c)

Produzione a secco inferiore a 48 negli Stati Uniti

87.0

98,5

99,0

94,0

88.8

Importazioni statunitensi dal Canada

10.1

7.8

8.8

9.2

9.4

Importazioni di GNL USA

0.0

0.0

0.0

0.1

0.4

Fornitura totale degli Stati Uniti

97,0

106.4

107,8

103.3

98,6

Domanda degli Stati Uniti (bcdb)

Esportazioni USA in Canada

1.5

3.2

3.0

2.5

2.8

Esportazioni statunitensi in Messico

5.0

4.9

5.1

5.5

5.3

Esportazioni USA di GNL

10.7

11.8

12.5

12.0

7.2

Commerciale negli Stati Uniti

20.7

12.6

15.0

19.3

17.1

Residenziale USA

36.0

20.0

24.5

33.1

29.8

Centrali elettriche statunitensi

33.8

27.2

29.3

30.5

28.5

industriale statunitense

26.8

23.7

24.7

26.2

25.6

Combustibili vegetali statunitensi

4.3

4.9

4.9

4.9

4.9

Distribuzione di tubi negli Stati Uniti

3.3

2.4

2.7

2.4

2.4

Carburanti per motori statunitensi

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

Consumo totale degli Stati Uniti

125,0

90.9

101.2

116,5

108.4

Domanda totale degli Stati Uniti

142.1

110,8

121,8

136,5

123,7

Percentuale settimanale della produzione di elettricità negli Stati Uniti per combustibile – EIA

La settimana si è conclusa il 6 gennaio

La settimana si è conclusa il 30 dicembre

La settimana si è conclusa il 23 dicembre

La settimana si è conclusa il 16 dicembre

La settimana si è conclusa il 9 dicembre

Aria

13

11

9

12

9

Solare

2

2

2

2

2

idro

7

6

6

6

6

Altri

2

2

2

2

2

Petrolio

1

Gas naturale

35

35

37

37

39

carbone

18

23

24

20

20

Nucleare

23

19

19

20

21

SNL US Prezzi del gas naturale ($ per mmBtu)

Centro

giorno corrente

Giorno precedente

Enrico Mozzo OF-W-HH-SNL

3.78

3.75

Transco Z6 New York OF-CG-NY-SNL

3.23

3.28

PG&E Citygate NG-CG-PGE-SNL

16.58

18.60

Dominio Sud NG-PCN-APP-SNL

2.78

2.82

Porta della città di Chicago NG-CG-CH-SNL

3.40

3.42

Algonquin Citygate NG-CG-BS-SNL

4.43

4.10

SoCal Citygate OF-SCL-CGT-SNL

18.65

20.18

Wow Hub OF-WAH-WTX-SNL

1.76

1.81

AECO OF-ASH-ALB-SNL

3.03

3.21

SNL US Power Next Day Prices ($ per megawattora)

Centro

giorno corrente

Giorno precedente

Nuova Inghilterra EL-PK-NPMS-SNL

45,75

45.00

PJM West EL-PK-PJMW-SNL

43,50

42,50

Erco Nord EL-PK-ERTN-SNL

24.00

33.50

mezzo C EL-PK-MIDC-SNL

55,50

60,68

Paloverde EL-PK-PLVD-SNL

102,50

183,00

SP-5 EL-PK-SP15-SNL

155,00

189,50

(Segnalazione di Scott DiSavino; Montaggio di Chizu Nomiyama)

((scott.disavino@thomsonceiving.com; +1 332 219 1922; Reuters Messaging: scott.disavino.thomsonceiving.com@ceiving.net))

Le opinioni e le opinioni qui espresse sono quelle dell’autore e non riflettono necessariamente le opinioni di Nasdaq, Inc.

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