El gas natural de EE. UU. se encuentra en una encrucijada: el arbitraje, la inteligencia artificial y el camino hacia el corto plazo

El mercado estadounidense de gas natural es un estudio de contradicciones. Por un lado, los elevados niveles de almacenamiento y el exceso de oferta estacional están limitando los precios a corto plazo y la EIA reporta un aumento del 6 % en los inventarios de gas con operatividad en comparación con el promedio de cinco años.[1]. Por otro lado, los vientos estructurales de cola, es decir, el aumento de las exportaciones de GNL y la demanda de electricidad impulsada por la IA, están creando deslizamientos y oportunidades de arbitraje que los comerciantes no pueden ignorar. Para aquellos que están en sintonía con la interacción de la dinámica regional y los flujos energéticos globales, el entorno actual ofrece una extraña combinación de volatilidad y previsibilidad.

Arbitraje en un mercado fracturado

La oportunidad más inmediata radica en la creciente brecha de precios entre los centros de EE. UU. y los puntos de referencia europeos. A principios de septiembre, el Henry Hub cotizaba a US$3,00/MMBtu mientras que el TTF en Países Bajos se disparaba a US$10,87/MMBtu.Los numerosos casos en que no se respetan las normas de seguridad, las prácticas de abuso o la explotación de los trabajadores en relación con el trabajo que realizan en el sector del turismo en general, y en particular en las zonas costeras, no han desatado la indignación de los ciudadanos.[1] Este diferencial del 267%, mucho más amplio que el promedio de junio del 213%[3], refleja la constante dependencia de Europa del mercado de gas natural líquido intercambiado a cuenta, a medida que se reduce el suministro de Rusia. Los comerciantes pueden explotar esta situación bloqueando la producción de EE. UU. a los precios de Henry Hub y protegiéndose contra la volatilidad de TTF mediante swaps transfronterizos o exportaciones físicas. La proyección de la EIA de un promedio de Henry Hub de $3.60/MMBtu para la segunda mitad del 2025[2] sugiere que las curvas del futuro continúan siendo alcistas, incluso mientras persiste la debilidad impulsada por el almacenamiento a corto plazo.

Las desviaciones de precios regionales dentro de EE. UU. también presentan oportunidades. La costa oeste, por ejemplo, es un microcosmos de problemas de flujo de tráfico: mientras los precios de Northwest Sumas bajaron a $1,38/MegaBtu, SoCal Citygate y PG&E Citygate aumentaron a $4,03/MegaBtu y $3,97/MegaBtu, respectivamente.[1] Estas disparidades se derivan de la capacidad limitada de los oleoductos y la demanda localizada de los centros de datos de IA. Los comerciantes con acceso a la infraestructura de Pacific Gas & Electric podrían obtener un diferencial de $ 2,65 por MMBtu entre el Henry Hub y el SoCal Citygate asegurando contratos físicos en el sur de California o vendiendo a corto centros del noroeste con precios bajos.

Deslocamientos de inventario y la prima del invierno

A pesar de las inyecciones récord de almacenamiento (55 Bcf a principios de septiembre, superando el promedio de cinco años en un 57% record)[1]), el mercado está valorando una recuperación de precios en el invierno. El contrato de futuros de NYMEX de octubre de 2025 ya cotiza a $ 3064 por millón de BTU, una prima del 2,1% con respecto a la cotización actual de Henry Hub[1]. Esto refleja las expectativas de un mayor ajuste entre la oferta y la demanda, a medida que aumenta la demanda de calefacción y las exportaciones de GNL mantienen un buen nivel (16,1 Bcf/semana promedio]1]). Los operadores pueden aprovechar el comercio estacional comprando contratos futuros para invierno mientras reducen los contratos de verano, apostando por un diferencial más estrecho a medida que se reduce el almacenamiento.

Pero el caso del oso sigue siendo potente. Los niveles elevados de almacenamiento y la débil demanda a corto plazo, como se evidenció al superar los pronósticos con la inyección de 55 Bcf,[3], sugieren que el mercado aún no está evaluando una prima total de invierno. Una ola de frío sorpresiva o un choque geopolítico podrían desencadenar una rápida reevaluación de los futuros, pero por el momento, el pronóstico de la EIA de $3.60/Mbtu H2 2025la inscripción2] implica una reducción controlada en lugar de un pico impulsado por el pánico.

La IA y el juego de la nueva infraestructura energética

La fuerza más transformadora a corto plazo es la demanda de electricidad impulsada por IA. Los centros de datos ahora consumen entre el 6 y el 8 % de la electricidad de EE. UU.[2] y se espera que aumente al 15 % para 2030.[4] Dado que el gas natural representa el 40 % de la generación de energía de EE. UU.[4], el aumento de las cargas de trabajo de IA se está traduciendo directamente en un mayor consumo de gas. Para 2033, la demanda de gas relacionada con la IA podría aumentar de 0,905 bcf/d a 3,963 bcf/d[4], un aumento de cuatro veces.

Esto crea un ángulo comercial único: collares de bottel en la infraestructura regional. En Virginia, por ejemplo, el crecimiento de los centros de datos ya está cambiando las corrientes de tuberías y poniendo a prueba los mercados locales.[1] Los comerciantes que tengan un conocimiento preciso de la capacidad de los oleoductos (por ejemplo, la Zona 5 de Transco) pueden posicionar sus pedidos para picos de precios en centros como SoCal Citygate, donde la demanda de energía limpia está superando a la nueva infraestructura. En forma similar, el aumento de la huella de carbono proyectada del 13% en Texas a partir de las nuevas plantas de gas[3] indica un cambio estructural en la demanda que podría superar los obstáculos reglamentarios.

La respuesta de la infraestructura (líneas de gas de $10 millones, conversiones de carbón a gas y empresas conjuntas como el proyecto de 4 GW de Chevron-GE Vernova[5]) tardará años en materializarse. Hasta entonces, el mercado permanecerá en un estado de tensión entre el exceso de oferta y la entrega restringida.

Conclusión: Navegando la paradoja

El mercado de gas natural de EE. UU. se encuentra en una encrucijada. Los comerciantes de corto plazo deben equilibrar el peso bajista del almacenamiento elevado con el impulso alcista de las exportaciones de GNL y la demanda impulsada por IA. El arbiterio entre Henry Hub y TTF, los diferenciales de precios regionales y las operaciones de invierno ofrecen caminos claros hacia ganancias de corto plazo. Mientras tanto, el auge de la infraestructura de IA crea un viento de cola a más largo plazo que remodelará los mercados regionales para 2030.

Para el momento, la clave es aprovechar las desviaciones sin exponerse demasiado a la volatilidad inherente del mercado. Como lo indica la EIA, las inyecciones de almacenamiento de la " temporada de carga" se encuentran ocurriendo a un 19 % más rápido que el promedio de cinco años.[1]. Esto sugiere que el mercado se está preparando para un invierno en el que los precios podrían subir más allá de los niveles actuales de futuros. Los operadores que actúen ahora, ya sea a través de swaps transfronterizos, operaciones de base regional o futuros con fecha de invierno, se beneficiarán de un mercado en transición.

Fuente:
[1] Actualización semanal de gas natural,
https://www.eia.gov/naturalgas/semanal/
[2] Previsiones del gas natural y previsiones de precios 2025, 2026, 2030,
https://naga.com/za/noticias-análisis/artículos/predicción-precio del gas natural
[3] Importaciones récord de GNL en H1 de 2025. Precios de la gasolina esperados...
https://anasalhajjieoa.substack.com/p/eus-газ-import-mix-record-lng-imports
[4] El apetito energético masivo de la IA enciende una burbuja de gas natural,
https://paradigmfutures.net/a/noticias/ai-gas natural/
[5]chevron(CVX),GE Vernova(GEV), Motor Número 1 Potencia IA, etc.
https://www.nasdaq.com/articles/chevron-cvx-ge-vernova-gev-engine-no-1-power-ai-datacenters