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Atualização semanal de gás natural.
por semana que termina em 13 de dezembro de 2017 | Data de lançamento: 14 de dezembro de 2017 | Próximo lançamento: 21 de dezembro de 2017 | Semanas anteriores.
Nas noticias:
O consumo de gás natural do sul da Califórnia está baixo, mas os preços da SoCal Citygate estão com restrições de oferta.
Os incêndios no sul da Califórnia são os últimos de uma série de eventos não relacionados e sobrepostos que afetaram o principal sistema de distribuição local da área, operado pela Southern California Gas Company (SoCalGas), desde o início de outubro de 2017.
Desde 1 de outubro, o consumo de gás natural (envio) no sistema SoCalGas foi muito menor que em anos anteriores. De 1 de outubro a 12 de dezembro, o consumo foi em média 13% menor do que a média de cinco anos para esse período de tempo. Apesar do menor consumo, o diferencial diário de preços spot diário entre SoCal Citygate e o Henry Hub de referência Henry Hub foi superior ao máximo de cinco anos em 40 dos 73 dias durante esse período de tempo. Contribuir para o aumento nos preços de 2017 são planejados e interrupções de gasodutos de gás natural não planejadas, restrições locais de uso de armazenamento de gás natural, incêndios florestais recentes e outros problemas de infraestrutura.
Mais recentemente, o incêndio de Rye Canyon afetou diretamente o campo de armazenamento de gás natural Honor Rancho da empresa em Santa Clarita, reduzindo temporariamente a capacidade de retirada em 55 milhões de pés cúbicos por dia (MMcf / d) de 6 a 9 de dezembro. Além disso, o incêndio de Rye Canyon causou um adiamento de dois dias em reparos planejados para a linha SoCalGas 2000. A linha 2000 está atualmente operando em uma capacidade reduzida de 200 milhões de pés cúbicos por dia (MMcf / d) através da Zona Sul da empresa.
Algumas das outras interrupções importantes do gás natural que afetam a entrega da SoCalGas aos seus clientes incluem:
1 de outubro: uma ruptura na linha 235-2 da SoCalGas na Zona Norte reduziu as entregas para SoCalGas através da Zona Norte em 800 MMcf / d até 25 de dezembro, com 450 MMcf / d permanecendo fora de serviço indefinidamente. 16 de novembro: uma interrupção não planejada devido a uma questão de qualidade do gás natural reduziu os recibos da Transportadora de Gas Natural de Baja California (TGN) em Otay Mesa na Zona Sul a zero até 1º de dezembro. 1 de dezembro: Uma força maior na empresa da Mojave Pipeline Company Mojave 2, reduziu a capacidade em 80 MMcf / d de 1 a 31 de dezembro. 5 de dezembro: os reparos planejados na SoCalGas Line 2000 em Ehrenberg / Blythe na Zona Sul reduziram a capacidade em 200 MMcf / d de 5 a 15 de dezembro e reduzirão a capacidade em 150 MMcf / d de 18 a 20 de dezembro.
EIA fornece um resumo diário das principais condições energéticas no sul da Califórnia no Relatório Diário de Energia do Sul da Califórnia. Além do resumo diário, a EIA fornece comentários ocasionais e análises sobre condições de mercado notáveis no sul da Califórnia. Por exemplo, a EIA forneceu um resumo completo dos eventos em torno deste pico de preços de outubro em seu comentário de 9 de novembro de 2017 sobre o Southern California Daily Energy Report. Esse aumento de preço causou a diferença entre os preços SoCal Citygate e Henry Hub (a base) para atingir um máximo recorde de US $ 9,63 por milhão de unidades térmicas britânicas ($ / MMBtu) para entrega em 24 de outubro de 2017, quando as temperaturas eram muito mais quentes do que o normal e o consumo era de mais de 3 bilhões de pés cúbicos (Bcf), ou 17% superior ao consumo médio diário de cinco anos para outubro.
(Para a Semana encerrada quarta-feira, 6 de dezembro de 2017)
Os preços no local do gás natural caíram na maioria dos locais nesta semana do relatório (quarta-feira, 6 de dezembro a quarta-feira, 13 de dezembro). O preço spot do Henry Hub caiu de US $ 2,92 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,67 / MMBtu ontem. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o preço do contrato de janeiro de 2018 caiu 21 ¢ de US $ 2,922 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,715 / MMBtu ontem. As retiradas líquidas do gás operacional totalizaram 69 Bcf para a semana que terminou em 8 de dezembro. Os estoques de gás natural operacional são 3,626 Bcf, que é 5% inferior ao nível do ano anterior e 1% inferior à média de cinco anos (2012-16) para esta semana. O preço composto dos líquidos da planta de gás natural em Mont Belvieu, no Texas, caiu em 18 ¢, com uma média de US $ 7,90 / MMBtu para a semana que terminou em 13 de dezembro. O preço do etano caiu 8%, enquanto os preços do propano, butano e isobutano caíram em 2%. O preço da gasolina natural aumentou 1%. De acordo com Baker Hughes, para a semana que termina na terça-feira, 5 de dezembro, a contagem do equipamento de gás natural permaneceu plana em 180. O número de plataformas dirigidas pelo petróleo aumentou 2 a 751. A contagem total de equipamentos aumentou 2 a 931.
Preços / Oferta / Demanda:
Os preços caem fora do Nordeste. Esta semana de relatório (quarta-feira, 6 de dezembro a quarta-feira, 13 de dezembro), o preço no local de Henry Hub caiu 25 ¢ de US $ 2,92 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,67 / MMBtu ontem. No Chicago Citygate, os preços diminuíram 29 ¢ de US $ 2,91 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,62 / MMBtu ontem, depois de atingir uma baixa semanal de US $ 2,63 / MMBtu na sexta-feira. Os preços na PG & E Citygate no norte da Califórnia caiu 6 ¢, abaixo de US $ 2,97 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,91 / MMBtu ontem.
O preço no SoCal Citygate diminuiu US $ 1,90 de US $ 6,02 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 4,12 / MMBtu ontem. Os preços nesse local foram voláteis ao longo da semana com restrições de oferta e incêndios florestais.
Os preços subiram no Nordeste. Um clima mais frio persistiu na Nova Inglaterra e Nova York durante toda a semana do relatório. No Algonquin Citygate, que serve os consumidores da área de Boston, os preços aumentaram US $ 5,13 de US $ 4,15 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 9,28 / MMBtu ontem. No ponto de comércio Transcontinental Pipeline Zone 6 para Nova York, os preços aumentaram US $ 1,16 de US $ 3,26 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 4,42 / MMBtu ontem, com uma alta semanal de US $ 5,65 / MMBtu na terça-feira com temperaturas mais frias do que normais.
As temperaturas do Atlântico médio foram moderadas no final da semana do relatório. Os preços spot do Zone 4 Marcellus do Tennessee diminuíram 36 ¢ de US $ 2,37 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,01 / MMBtu ontem. Os preços no Dominion South no noroeste da Pensilvânia caiu 42 ¢ de US $ 2,54 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,12 / MMBtu ontem.
Os preços da Nymex caem. No Nymex, o preço do contrato de janeiro de 2018 diminuiu 21 ¢, de US $ 2,922 / MMBtu na última quarta-feira para US $ 2,715 / MMBtu ontem. Na terça-feira, o contrato de janeiro foi de US $ 2,678 / MMBtu, o preço mais baixo para um contrato de mês de frente desde 24 de fevereiro de 2017. O preço da tira de 12 meses com média de janeiro de 2018 até dezembro de 2018 contratos de futuros diminuiu 17 ¢ para US $ 2,723 / MMBtu.
O fornecimento permanece estável. De acordo com dados da PointLogic Energy, o suprimento total de gás natural permaneceu o mesmo que a semana de relatório anterior, com média de 82,0 Bcf / d. A produção de gás natural seco manteve-se constante semana a semana. As importações líquidas médias do Canadá aumentaram 8% em relação à semana passada.
A demanda aumenta significativamente. O consumo total de gás natural no mercado interno aumentou 27% em comparação com a semana de relatório anterior, de acordo com dados da PointLogic Energy. O gás natural consumido para a geração de energia subiu 18% semana a semana. O consumo do setor industrial aumentou 8% semana a semana. No setor residencial e comercial, o consumo aumentou 50% quando uma frente fria se mudou pelo país e algumas áreas no sul dos Estados Unidos receberam queda de neve. No entanto, a demanda residencial e comercial foi 1% menor do que na mesma época do ano passado. As exportações de gás natural para o México aumentaram 4%.
As exportações de gás natural liquefeito dos EUA (LNG) são flat semana a semana. Quatro navios de GNL (capacidade de carga de GNL de 14,8 Bcf combinados) partiram da instalação de liquefação de Sabine Pass na semana passada (quinta-feira a quarta-feira) e dois petroleiros (capacidade de carga de GNL de 7,2 Bcf combinados) estavam sendo carregados no terminal na quarta-feira.
O terminal de liquefação do Dominion Energy Cove Point em Lusby, Maryland, continuou as atividades de comissionamento após a introdução de gás de alimentação no início de dezembro. Espera-se que a instalação esteja operacional no início de 2018, de acordo com Bloomberg. Cove Point se tornará o segundo terminal de liquefação nos estados inferiores de 48 e o único terminal de exportação de LNG na costa leste dos EUA.
As retiradas abaixo do normal resultam em declínios para níveis de déficit médio de cinco anos e cinco anos. As retiradas líquidas de armazenamento totalizaram 69 Bcf para a semana que terminou em 8 de dezembro, em comparação com a retirada líquida média de cinco anos (2012-16) de 78 Bcf e as retiradas líquidas do ano passado de 132 Bcf na mesma semana. As ações de gás operacional totalizaram 3.626 Bcf, o que é 27 Bcf menor do que a média de cinco anos e 201 Bcf menos do que no ano passado neste momento. O déficit para a média de cinco anos diminuiu pela quarta semana consecutiva. A maior parte do déficit para a média de cinco anos pode ser atribuída à região do Pacífico, onde os estoques de gás de trabalho foram 39 Bcf menores do que os níveis médios de cinco anos esta semana. Os níveis de gás de trabalho nas regiões Leste e Centro-Oeste - onde o gás natural é um combustível importante para o aquecimento do espaço e da água - foram 6 Bcf inferiores e 16 Bcf maiores do que a média de cinco anos, respectivamente.
As temperaturas baixas resultam em maiores retiradas de gás natural do armazenamento. O clima mais frio em todos os estados inferiores de 48 durante a semana de armazenamento resultou no aumento do consumo de gás natural. Embora as temperaturas tenham permanecido superiores ao normal para a semana do relatório, elas registraram declínios significativos em comparação com a semana anterior, quando a EIA reportou uma inusitada inusitada líquida de dezembro para os 48 estados inferiores. Aumentos substanciais no consumo de gás natural nos setores de energia e residencial / comercial durante esta semana de armazenamento resultaram em retiradas do armazenamento em todas as regiões dos 48 estados inferiores, excluindo a região salina do Sul Central.
O preço de futuros de janeiro de 2018 foi negociado em um prêmio comparado com o preço spot atual. Durante a semana de armazenamento mais recente, o preço médio do gás natural no Henry Hub foi de US $ 2,87 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu), enquanto o preço de futuros Nymex do gás natural para entrega em janeiro de 2018 foi em média US $ 2,93 / MMBtu, uma diferença (a premium) de 6 ¢. O prémio era de 1 ¢ um ano atrás.
Os fluxos implícitos líquidos declarados no armazenamento estavam perto do limite superior das expectativas dos analistas. De acordo com a pesquisa da mesa dos analistas de gás natural, as estimativas da mudança líquida semanal na armazenagem de gás natural variaram de retiradas líquidas no total de 52 Bcf a 69 Bcf, com uma retirada líquida média de 60 Bcf. Os preços do contrato de futuros para entrega em janeiro aumentaram cerca de 2 ¢ / MMBtu, com uma média de US $ 2,71 / MMBtu, no lançamento do Relatório Semanal de Armazenamento de Gás Natural (WNGSR), com 165 contratos negociados. No entanto, os preços diminuíram na negociação subsequente para US $ 2,67 / MMBtu - cerca de 2 ¢ inferior ao preço pré-lançamento.
As temperaturas foram superiores ao normal durante a semana de armazenamento na maioria dos estados inferiores de 48. As temperaturas nos estados inferiores de 48 estados foram em média 45 graus Fahrenheit (° F), 5 ° F acima do normal e 2 ° F mais alto do que no ano passado neste momento. Embora as temperaturas tenham sido mais quentes do que o normal, as temperaturas apresentaram declínios comparados aos níveis da semana passada.
Fonte: OPIS PointLogic Energy, uma empresa da IHS.
Nota: as entregas de gasodutos de GNL representam o envio de gás dos terminais de importação de GNL.
Fonte: OPIS PointLogic Energy, uma empresa da IHS.
Nota: Os recibos do gasoduto GNL representam as entregas de gasodutos aos terminais de exportação de GNL.
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