Chesapeake juega papel en la OPEP, ¿es suficiente para el gas natural? (Producto: NG1: COM)
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Si está mirando una pantalla preguntándose por qué los precios del gas natural han subido ~11%, no busque más. Corporación de Energía de Chesapeake (CHK) anunció un importante disminuir capital y producción (promedio de 2024 de 0,73 Bcf/d en comparación con el cuarto trimestre de 2023). Y a su vez, cada productor de gas natural que monitoreamos... mucho.
Lo interesante de esta guía es que si nos fijamos en lo que realmente está haciendo CHK, está siguiendo el manual de los productores canadienses de gas natural. Los productores de gas estadounidenses han tenido la ventaja de aumentar o mejorar la capacidad de los gasoductos a medida que aumenta la producción. Pero hubo momentos en Canadá en 2017/2018 en los que los precios del gas AECO cayeron muy por debajo del flujo de caja. Durante estos períodos, los productores redujeron drásticamente la producción y retiraron capital (durante los meses de invierno).
Asimismo, CHK hace igualmente posponiendo TILs (línea de transmisión, pozos reconvertibles en ventas). Al crear un TIL, CHK es efectivamente un "respaldo" o similar a lo que están haciendo los sauditas. Por lo tanto, incluso si reduce la producción, si las condiciones del mercado cambian (por ejemplo, aumentan los precios del gas natural), puede aumentar la producción.
Ahora bien, si nos fijamos en el momento de la caída de la producción, CHK predice una caída en la producción y caídas después del trimestre. Sin embargo, teniendo en cuenta la estacionalidad de los precios del gas natural (NG1: COM), el 2º trimestre debe mostrar: 1) la cotización de precio implementada más baja; y 2) la menor demanda de los consumidores (hombro). El tercer trimestre mostrará un aumento en la demanda de los consumidores debido al enfriamiento, y si el equilibrio del mercado se ajusta lo suficiente, CHK podría aumentar nuevamente la producción en el cuarto trimestre.
Nuestro análisis de la producción de CHK se basa en dónde mejora la curva de futuros.
Como se puede observar, el mercado está en fuerte contango, el precio no superará los $2,5/MMBtu hasta noviembre de 2024. Si los recortes de producción mantienen los precios del gas de verano por encima de 2,5 dólares/MMBtu, entonces esperamos que la producción de CHK en el 3T sea superior a la del 2T. . Si se mantiene a los precios actuales o se deteriora, esperamos que disminuya.
¿Es suficiente?
El mercado está intentando equilibrar el almacenamiento de gas natural de una forma u otra. Al reducir los precios a los niveles más bajos que jamás hayamos visto, esto desencadenará una respuesta de los productores de gas natural. Ahora en el mercado, estos precios son claramente insostenibles para los productores que consumen mucho gas natural.
Pero el problema actual del mercado del gas natural proviene de estos productores:
Excepto en el noreste y el sudeste, la producción de gas en el resto de EE. UU. es de ~57 mil millones de pies por día, o más de la mitad de la producción de gas de los 48 países más bajos.
Por un lado, los productores de gas del noreste y sudeste pueden reducir la producción, pero el ~55% restante de los productores no está expuesto a los precios del gas natural.
Básicamente, los productores de gas natural como Chesapeake deberían desempeñar el papel de la OPEP. Ante esta situación, ¿hasta qué punto es necesario reducir la producción?
Balance…
El invierno de 2023/2024 es uno de los más cálidos jamás registrados. A pesar de esto, el almacenamiento de gas natural cayó de 3.833 Tcf a ~2,1 Tcf (nuestra estimación de principios de abril). Esto supone una caída de 1.733 Tcf, o menos que la caída media de cinco años de 2.096 Tcf.
Si se excluye el factor climático, eso significa que el mercado de gas de EE. UU. todavía tiene un exceso de oferta de aproximadamente 1 bcf/t. En términos relativos, es un poco más ajustado de lo que esperábamos (un superávit de 1,5 bcfd).
En equilibrio, esto significa que la producción de gas de los 48 países inferiores tendría que caer a ~102 Bcf/t para "equilibrar" el mercado. Se puede esperar una temporada de inyección estacional normal, teniendo en cuenta que los precios más bajos provocarán una respuesta de la demanda (es decir, más alta) a 102 Bcf/t.
Pero ahora, considerando la respuesta de la demanda a los precios más bajos, proyectamos al menos ~1,5 bcf/d de crecimiento de la demanda de consumo de electricidad. Esto, junto con las posibles caídas de producción que observamos, debería impulsar el mercado de gas estadounidense de +0,5 bcf/d a -1 bcf/d.
Sin embargo, los lectores deben tener en cuenta que saldremos de este invierno con un máximo de cinco años. La temporada de inyección tiene 30 semanas y el promedio total de inyección de 5 años es de 2.067 Tcf.
-1 Bcf/d, lo que equivale a un déficit de 210 Bcf. Con este déficit, representa un almacenamiento final de aproximadamente ~3.957 Tcf. Ahora bien, esto no tiene en cuenta el verano más cálido de lo normal, por lo que es probable que los niveles de almacenamiento sean inferiores.
Con un promedio de 5 años de 3.746 Bcf, todavía tenemos un superávit de ~211 bcf.
El camino hacia el equilibrio...
Creo que el anuncio de CHK fue la señal más importante que el mercado del gas natural necesitaba hoy. Muchos en el mercado esperaban que EQT fuera un productor decisivo, pero dada su cartera de cobertura y su perfil de bajo costo, les decepcionó que la producción de EQT aumentara año tras año. CHK, por otro lado, registró una disminución significativa de 0,73 Bcf/t. Esto era lo que necesitaba el mercado, pero también significaba que otros fabricantes harían lo mismo. Corporación de Recursos Antero (Arkansas) ya es de -0,1 Bcf/dy Comstock Resources, Inc. como otros productores. (CRK) está dirigido ligeramente hacia abajo.
Si tuviéramos que estimar la cantidad de recortes de producción que se producirían a estos precios, diríamos que está más cerca de ~1,5 a ~2 Bcf/t. Esto significa que la producción de gas de los 48 países inferiores debería caer de ~101,5 a ~102 Bcf/t durante los meses de verano si los precios se mantienen por debajo de 2,5 dólares.
Básicamente, aquí hay un camino radical y el mercado obligará a los productores a abandonarlo.
Hay una longitud así que no te emociones demasiado...
Dicho todo esto, el mercado del gas estadounidense seguirá siendo enorme. Como mostramos en las diapositivas de CHK, muchos fabricantes retrasan TIL. Esto significa que el exceso de capacidad desaparecerá cuando los precios mejoren, y dado que el precio es el factor determinante aquí, veremos que la producción responde a precios más altos. Como resultado, y debido a que el mercado de gas estadounidense todavía tiene superávit (en relación con 5 años), el crecimiento del precio del gas natural será limitado.
Pero lo positivo de todo esto es que ahora hay un fondo, y creo que el mensaje de CHK le dijo al mercado que 1,5 dólares/MMBtu es insostenible. Ahora no hay necesidad de "forzar" el cierre del mercado, así que podemos estar tranquilos sabiendo eso.
Desde una perspectiva comercial, todavía estamos al margen. Dadas las variables fundamentales mencionadas anteriormente, nuestro impulso hacia adelante será largo. Por ahora, seguimos prefiriendo las acciones de petróleo a las de gas natural, dados los fundamentos de ambos mercados principales.
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