El gas es costoso, por lo que llenar los depósitos de almacenamiento no parece una buena opción. Ahora se acerca la temporada de calefacción, y en Alemania todavía hay casi la mitad del espacio de almacenamiento vacío.
La más recienteSéries de almacenamiento oficialesLa versión actualizada del 7 de septiembre sitúa el valor del 5 de septiembre en…54.16%En la misma fecha del año pasado, fue73.33%Eso es una diferencia de aproximadamente 19 puntos porcentuales antes del primer período de frío persistente.
Esto no significa que Alemania esté a punto de agotar sus recursos de gas. Significa que el país tiene menos posibilidades de que algo salga mal. Para los inversores, existe una diferencia importante entre poseer gas, tener un terminal de exportación y tener una empresa que debe comprar gas para poder operar.
El esperar tiene un costo que no se refleja en la pantalla de cotización.
Comprar gas para almacenamiento significa pagar por el combustible ahora, financiarlo y además pagar por mantenerlo en ese lugar. Si el precio esperado de venta durante el invierno no cubre esos costos, entonces esperar puede ser sensato desde un punto de vista comercial.
Pero lo que tiene sentido para un comprador individual puede hacer que todo el mercado no tenga suficiente “cobertura” para enfrentar las situaciones difíciles.
En suAdvertencia de agostoLos operadores de transmisión en Alemania dijeron que los altos precios disuadían las inversiones en el sector. La cantidad de energía suministrada durante siete días fue de aproximadamente 0,5 terawatt-hours al día. A medida que las temperaturas bajan, más gas se entrega directamente a los clientes, dejando menos energía disponible para ser almacenada bajo tierra.
Pagar más más tarde puede atraer algo de dinero. Pero no puede recuperar el verano perdido.
Ese es el riesgo que vale la pena correr: los compradores intentan reabastecer sus reservas, mientras las familias comienzan a utilizarlas. Se trata de una situación condicional, no de una predicción de que los precios deben subir cada semana.
Un terminal no es un lugar de almacenamiento completo.
La respuesta obvia es que Alemania puede importar más gas natural licuado. Puede hacerlo. Pero un terminal de recepción es simplemente un punto de entrada, no una reserva de gas.
Los operadores estiman queLos terminales de LNG domésticos pueden satisfacer casi el 10% de la demanda en un día de invierno típico.Eso no incluye todo el gas que llega a través de los países vecinos. Esto demuestra por qué los terminales propios de Alemania no pueden reemplazar la combinación de importaciones por tubería y gas almacenado.
El almacenamiento proporciona algo que un barco en el mar no puede hacer: combustible ya presente dentro del sistema, disponible cuando hay una demanda alta. Una tormenta fría, un retraso en la entrega de mercancías o una interrupción en las tuberías hace que las cosas se vuelvan más costosas cuando ese “reservorio” está bajo presión.
El regulador también enfatiza queLa seguridad depende de las importaciones, la infraestructura, el almacenamiento y la demanda en conjunto.Un porcentaje de llenado bajo por sí solo no es una prueba de que se esté aplicando un racionamiento inminente.
“The Ticker” es LNG. El negocio es más complicado.
Cheniere Energy parece ser un lugar obvio para comenzar. Tiene instalaciones de exportación en funcionamiento, y no solo tiene planes para ello. El 31 de agosto, anunció que…Finalización sustancial del proyecto Corpus Christi Stage 3..
Las exportaciones en el segundo trimestre aumentaron de 550 a 672 trillones de unidades térmicas británicas, lo que representa un aumento del 22%. También…La guía para el EBITDA ajustado para todo el año se ha aumentado a entre 7.9 mil millones y 8.4 mil millones de dólares..
Pero el precio del gas en Europa no representa el margen de ganancia de Cheniere. Los contratos a largo plazo suelen separar una tarifa fija por la licuefacción del costo de los insumos necesarios para producir el gas. En su subsidiaria cotizada, Cheniere Energy Partners…En muchos contratos, se cobra una tarifa fija, más un 115% del precio de Henry Hub.Es el referente de gas de los EE. UU. La parte variable está destinada a cubrir el suministro de gas, su transporte y combustible; no pretende ser un beneficio puro.
Eso deja dos aspectos diferentes que deben ser investigados: los ingresos confiables obtenidos a través de contratos, y la ganancia adicional proveniente de los cargamentos y operaciones comerciales flexibles. No se debe aplicar el aumento en el precio de mercado en Europa a cada tonelada que la empresa exporta.
Tres formas de comprar la historia. Tres riesgos diferentes.
Cheniere (LNG):Se estudian las márgenes de producción y marketing adicionales, los gastos de capital y la valoración de las acciones. La mejora en esta situación es una información pública, no un catalizador oculto. Una prueba útil es ver si las acciones siguen teniendo sentido con precios del gas menos dramáticos.
EQT:Un productor estadounidense representa una situación diferente. Es necesario analizar los precios reales en el mercado interno, las limitaciones en el transporte y las medidas de cobertura utilizadas.La discusión en el primer trimestre indicó que la oportunidad de flujo de efectivo relacionada con el contrato de LNG comenzará en 2030.Una historia relacionada con precios internacionales en el futuro no debe ser confundida con una ganancia directa durante este invierno.
UNG:El fondo se dedica a rastrear…Marca de referencia para los futuros de Henry HubNo se trata de gas TTF europeo. La demanda de exportación puede conectar los mercados, pero las capacidades de exportación limitan esa conexión. Los costos relacionados con los contratos futuros son otra causa de diferencias. Estar correcto sobre Alemania no garantiza estar correcto sobre UNG.
Por otro lado, están los fabricantes europeos que utilizan el gas como combustible o como materia prima. Su vulnerabilidad depende de las medidas de protección que adopten y de su capacidad para aumentar los precios de venta. Un titular de prensa sobre el alto costo del gas es una razón para examinar esos detalles, no para criticar a todas las empresas químicas.
¿Qué haría que este intercambio desapareciera?
Comience con los cambios en el almacenamiento semanal, y no con los titulares alarmantes del futuro. Inyecciones más rápidas y una reducción en la diferencia entre años ayudarían a aliviar esa presión. También ayudaría el clima suave, los flujos fiables de gas natural, o la llegada de más LNG.
Luego, hay que observar cómo se comporta el TTF frente a los precios de Henry Hub en EE. UU. y a los precios del LNG asiático, teniendo en cuenta los costos de transporte y procesamiento. La necesidad de Europa para los exportadores solo es importante cuando los contratos y la capacidad disponible les permiten beneficiarse de las ventajas económicas.
Por último, hay que distinguir entre un mercado físico en situación de tensión y acciones que ya son demasiado costosas. Una verdadera escasez sigue siendo una mala inversión, si el precio de compra es peor que el que se presenta durante el invierno.
A Alemania no le hace falta que se acabe el combustible para que esto sea importante. Solo necesita tener menos opciones cuando la próxima entrega sea costosa.
A partir del 7 de septiembre de 2026. La fecha más reciente para la observación de almacenamiento es el 5 de septiembre; los datos oficiales pueden ser revisados. Los gráficos reproducen los datos citados, pero no son previsiones. Los ejemplos de empresas y fondos sirven para identificar las exposiciones, pero no constituyen recomendaciones de compra o venta. No se indica ningún objetivo de precio de acciones ni un rendimiento esperado.
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