Média de movimentação de gás natural

A média do preço do gás natural no ponto de referência Henry Hub para dezembro de 2017 de 1,93 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu) foi a menor média mensal desde março de 1999 (EOA) espera que os preços do gás natural aumentem, com uma média de 2,65MMBtu em 2017 e 3,22MMBtu em 2017. Os aumentos de preços esperados refletem o crescimento do consumo, principalmente do setor industrial, que supera o crescimento da produção em curto prazo. Quando o STEO de janeiro foi publicado, a faixa de futuros Nymex, que representa o preço do gás natural para entrega em cada mês de contrato, média de 2,50MMBtu para 2017 e 2,80MMBtu para 2017. O intervalo de confiança para os preços do gás natural mostrado na figura é derivado Usando uma variação do modelo Black-Scholes que é freqüentemente usado por analistas financeiros para estimar o valor das opções. EIA começa com os preços das opções e usa Black-Scholes para calcular a volatilidade de preços implícita. O intervalo de confiança é, portanto, uma faixa derivada do mercado que não está diretamente dependente das estimativas de oferta e demanda da EIA. Os limites superior e inferior do intervalo de confiança de 95 para contratos de gás natural de abril de 2017 são 3,52MMBtu e 1,61MMBtu, respectivamente. As expectativas de mercado para os preços do gás natural diminuíram e diminuíram desde o ano passado: em janeiro de 2017, o contrato de futuros de gás natural para entrega de abril de 2017 foi de 2,88MMBtu, e os limites inferior e superior correspondentes do intervalo de confiança de 95 foram 1,90MMBtu e 4,36MMBtu. Em setembro de 2017, a produção comercializada total de gás natural atingiu um recorde de 80,2 bilhões de pés cúbicos por dia (Bcfd) antes de cair no mês seguinte, de acordo com os últimos dados da pesquisa de EIAs sobre a produção de gás natural. EIA estima que a produção comercializada de gás natural em média 79,1 Bcfd em 2017, um aumento de 6 em relação aos níveis de 2017. O crescimento dos projetos de EIA vai desacelerar para 0,7 em 2017 e depois aumentar para 1,8 em 2017, à medida que os preços do gás natural sobem e mais demanda vem do setor industrial e dos exportadores de gás natural liquefeito (GNL). EIA também espera que o consumo total de gás natural nos EUA aumente. Os Estados Unidos consumiram uma estimativa de 75,5 Bcfd de gás natural em 2017 o consumo de gás natural previsto mede 76,6 Bcfd em 2017 e 77,2 Bcfd em 2017, os aumentos de 1,5 e 0,8, respectivamente. Grande parte do aumento vem do setor industrial, especialmente as indústrias de fertilizantes e produtos químicos. Prevê-se uma ligeira diminuição do consumo de gás natural no sector da energia eléctrica, uma vez que os preços do gás natural aumentam. A EIA prevê uma redução de 0,1 Bcfd (0,3) no consumo de gás natural para geração de energia em 2017 e um decréscimo de 1,4 em 2017. Apesar das pequenas reduções, o consumo do setor elétrico permanece em um nível historicamente alto ao longo da previsão e continua a ser o maior Componente do consumo de gás natural. O consumo de gás natural nos sectores residencial e comercial deverá aumentar em 2017 e 2017, reflectindo uma procura de aquecimento ligeiramente superior nesses anos. Em meados de 2017, a EIA espera que os Estados Unidos sejam um exportador líquido de gás natural pela primeira vez desde 1955. A previsão reflete aumentos nas exportações de gás natural por gasoduto para o México devido à crescente demanda do setor elétrico mexicano. As exportações de GNL também aumentam à medida que a planta de liquefação LNG de Chenieres Sabine Pass na Costa do Golfo dos Estados Unidos entra em serviço em 2017. Contribuinte principal: Katie TellerU. S. Energy Information Administration - EIA - Estatísticas e Análise Independentes Gás Natural Notícias: Relatório de Produtividade de perfuração prevê aumento da produção em seis das sete regiões de xisto As vendas de gás bruto bruto deverão aumentar de fevereiro a março em seis das sete regiões de xisto mais prolíferas Nos 48 estados mais baixos, de acordo com o Relatório de Produtividade de Perfuração (DPR) mais recente da EIA. Esta é a primeira vez desde março de 2017 que mais de cinco das sete regiões de xisto têm visto aumentos de mês para mês. Até março, o DPR prevê que só a região de xisto de Eagle Ford tem produção de produção de gás decrescente em Eagle Ford tem vindo a diminuir desde Dezembro de 2017. A DPR espera que a produção total das sete regiões de xisto para atingir um máximo histórico de 48,6 bilhões de Pés por dia (Bcfd) em fevereiro, seguido por um novo recorde de 49,1 Bcfd em março (observe que essas projeções não consideram o tempo, restrições de capacidade ou mudanças nos preços realizados). O nível de produção recorde anterior dessas regiões foi de 48,3 Bcfd em agosto de 2017. Atualmente, as sete regiões de xisto cobertas no DPR representam mais de metade das saídas brutas de gás natural nos 48 estados mais baixos, em comparação com cerca de um quarto do total Total em 2009. A produção destas regiões tem aumentado a uma taxa média anual de 14 desde 2007. Estes aumentos de produção vieram também as laterais tornaram-se mais longas ea produtividade total do equipamento aumentou firmemente. No entanto, a taxa de crescimento anual médio foi no seu menor em 2017 (janeiro a novembro) retiradas brutas foram apenas 5 superior em relação ao mesmo período em 2017. Em contraste, as retiradas brutas de gás natural no resto dos 48 estados mais baixos têm vindo a diminuir Em média 4 por ano desde 2009. As retiradas brutas de gás natural fora das regiões de xisto da DPR caíram 8 nos primeiros 11 meses de 2017 em comparação com o mesmo período de 2017. Como resultado, as retiradas brutas totais nos 48 estados mais baixos Incluindo as regiões DPR) apresentaram ligeira queda em relação a 2017 (janeiro a novembro), mesmo atingindo um recorde mensal de 92,0 Bcfd em fevereiro de 2017. (Para a semana encerrada na quarta-feira, 22 de fevereiro de 2017) Na maioria dos locais nesta semana de relatório (quarta-feira, 15 de fevereiro a quarta-feira, 22 de fevereiro). O preço spot de Henry caiu de 2,92 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu) quarta-feira passada para 2,53MMBtu ontem. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o contrato de março de 2017 caiu de 2,925MMBtu quarta-feira passada para 2,592MMBtu ontem. As saídas líquidas de gás de trabalho totalizaram 89 bilhões de pés cúbicos para a semana que terminou em 17 de fevereiro. Os estoques de gás natural funcionando são 2,356 Bcf, 10 menos que o nível do ano anterior e 7 mais do que a média de cinco anos (201716) para esta semana. O preço do composto de líquidos de plantas de gás natural em Mont Belvieu, no Texas, caiu em 20, fechando em 7,50MMBtu na semana que terminou em 17 de fevereiro. Os preços do propano, butano e isobutano caíram 3, 5 e 7, respectivamente. O preço da gasolina natural aumentou em 1. O preço do etano manteve-se estável semana após semana. De acordo com Baker Hughes, para a semana que termina sexta-feira, 17 de fevereiro, a contagem da plataforma de gás natural aumentou em 4 para 153. O número de plataformas dirigidas a óleo subiu 6 para 597. A contagem total da plataforma aumentou em 10, e agora está Em 751. PricesSupplyDemand: Os preços caem agudamente em toda parte em um tempo unseasonably morno. Esta semana do relatório (quarta-feira, fevereiro 15 a quarta-feira, fevereiro 22), o preço de ponto do cubo de Henry caiu 39 de 2,92MMBtu quarta-feira passada a 2.53MMBtu ontem, uma diminuição 13. Este é o menor preço de Henry Hub desde meados de novembro de 2017, quando o preço caiu quase 2.00MMBtu em clima ameno e estoques de armazenamento elevado. O tempo estava mais quentes em todo o país no final do período do relatório, com temperaturas quebrando recordes. No Chicago Citygate, os preços caíram 25 para 2,59MMBtu ontem. O preço no SoCal Citygate diminuiu 23 para 2,82MMBtu ontem. Os preços no PGE Citygate no norte da Califórnia caíram 24 para 3.06MMBtu ontem. Os preços do nordeste caíram fortemente. No Algonquin Citygate, que serve os consumidores da área de Boston, os preços caíram 1,83 de 4,02MMBtu quarta-feira passada para 2,19MMBtu ontem. No ponto de comércio da Transcontinental Pipeline Zone 6 para Nova York, os preços caíram 1,01 para 2,10MMBtu ontem. Vários pontos Appalachian do preço caíram abaixo da marca de 2.00MMBtu esta semana. Tennessee Zona 4 Os preços spot Marcellus diminuíram 53 para 1,93MMBtu ontem. Os preços em Dominion South no noroeste da Pensilvânia caíram 56 de 2.64MMBtu quarta-feira passada para 2.08MMBtu ontem. March Nymex contrato para baixo. No Nymex, o preço do contrato de março de 2017 diminuiu 33, de 2,925MMBtu quarta-feira passada para 2,592MMBtu ontem. O preço da faixa de 12 meses, com média de março de 2017 até fevereiro de 2018 contratos futuros, recuou 30 para 2.950MMBtu. A oferta cai ligeiramente. De acordo com dados da PointLogic, a oferta total média de gás natural caiu 1 em comparação com a semana anterior. A produção de gás natural seco manteve-se constante durante a semana. As importações líquidas médias do Canadá diminuíram 12 vezes na semana passada. A demanda cai em todos os setores. O consumo total de gás natural nos Estados Unidos caiu 15 vezes em relação à semana anterior, segundo dados da PointLogic. O consumo de energia elétrica diminuiu em 3 e o consumo no setor residencial e comercial diminuiu em 29. As exportações de gás natural para o México diminuíram 2. As exportações de gás natural liquefeito (GNL) dos EUA aumentaram. As entregas de gasodutos para o terminal de liquefacção da Sabine passaram em média 2,2 Bcfd para a semana do relatório, 12 a mais que na semana anterior. Três embarcações (capacidade combinada de GNL de 11,0 Bcf) saíram do Sabine Pass na semana passada, e um navio (capacidade transportadora de GNL de 3,0 Bcf) está actualmente a carregar no terminal. Temperaturas baixas não regulares durante a semana contribuem para retiradas líquidas inferiores à média. As saídas líquidas de armazenagem totalizaram 89 Bcf, em comparação com a retração líquida média de cinco anos (201716) de 158 Bcf e retiradas líquidas de 131 Bcf no último ano na mesma semana. Temperaturas mais quentes durante a semana para a maioria dos 48 estados mais baixos contribuíram para diminuir a demanda de aquecimento de gás natural e menores retiradas de armazenamento. Os estoques de gás de trabalho totalizam 2.356 Bcf, o que representa 156 Bcf a mais que a média de cinco anos e 261 Bcf a menos que no ano passado. O excedente de gás de trabalho para a média de cinco anos continua a subir. Os estoques de gás de trabalho aumentaram em relação à média de cinco anos pela quarta vez nas últimas cinco semanas. Na região salina do Centro-Sul, o superávit em relação à média de cinco anos totalizou 127 bilhões de libras esterlinas, de longe o maior superávit nos 48 estados mais baixos. Os estoques de gás de trabalho na região salina do Sul Central superaram a média de cinco anos, por 98 semanas, em uma série de rowa que remonta a 10 de abril de 2017, e provavelmente pode ser atribuída, em parte, à expansão em andamento das instalações de armazenamento na região. Região desde 2017. A região não-salarial Sul Central é 15 Bcf acima de sua média de cinco anos, lançando seu primeiro excedente de 2017. A região do Meio-Oeste foi 80 Bcf mais que a média de cinco anos eo excedente na região de Montanha era 9 Bcf . Depois de mergulhar abaixo de sua média de cinco anos pela primeira vez desde 23 de outubro de 2017, as reservas de gás de trabalho na região Centro-Oeste aumentaram nas últimas cinco semanas consecutivas. As regiões Leste e Pacífico são 41 Bcf e 34 Bcf abaixo das suas médias de cinco anos, respectivamente. Os estoques de gás de trabalho na região do Pacífico estão abaixo da média de cinco anos desde agosto do ano passado como resultado do fechamento na usina de Aliso Canyon. Os estoques de gás de funcionamento permanecem no ritmo para terminar a estação de aquecimento 201717 acima de 1.900 Bcf. Se as variações de estoque de gás em funcionamento seguirem a média de cinco anos para o restante da temporada de aquecimento, totalizarão 1.944 Bcf em 31 de março. Até agora em 2017, as retiradas líquidas estão 17 abaixo da média de cinco. Após este ritmo mais lento do que o normal, os estoques de gás de trabalho totalizarão 2,101 Bcf no final da temporada de aquecimento, que marcaria a terceira vez desde 2017 que os estoques de gás de trabalho terminaram a temporada de aquecimento acima de 1.900 Bcf. Os únicos outros tempos em que os níveis de gás de trabalho superaram esse limiar no final da estação de aquecimento foram em 2017 e 2017, quando o gás de trabalho totalizou 2.473 Bcf e 2.470 Bcf, respectivamente. Ambas as estações de aquecimento foram caracterizadas por temperaturas mais quentes do que o normal e demanda de aquecimento relativamente leve para o gás natural. Saídas líquidas dentro da gama de expectativas do mercado preços do gás natural na diminuição Nymex. De acordo com o levantamento da Bloomberg sobre analistas de gás natural, as estimativas de retiradas líquidas de gás natural da armazenagem variaram geralmente de 79 Bcf a 95 Bcf, com uma mediana de 86 Bcf. O preço do contrato de futuros da Nymex para entrega em março de 2017 na Henry Hub, que deve expirar na negociação amanhã (24 de fevereiro), aumentou 2MMBtu para 2,64MMBtu em 72 negociações com o lançamento do Relatório Semanal de Armazenamento de Gás Natural (WNGSR). Da mesma forma, o preço do contrato de entrega de abril ganhou 3MMBtu em 311 contratos negociados no lançamento WNGSR. Temperaturas excessivamente baixas prevalecem nos 48 estados mais baixos. Temperaturas nos 48 estados mais baixos média 43F, 7F maior do que o normal e 9F maior do que no ano passado neste momento. Este padrão prevaleceu durante a maioria dos estados do Inferior 48, exceto para a Nova Inglaterra. As temperaturas na divisão do recenseamento de Nova Inglaterra foram médias de 25F, 3F abaixo do normal e 8F mais altas do que no ano passado neste momento. Os dias de grau de aquecimento (HDD) nos 48 estados mais baixos totalizaram 159, em comparação com 220 no ano passado e um normal de 202. Gás Natural: Principais Médias Móveis e Previsões de Preço Preços do gás natural Nos últimos cinco pregões, o gás natural (UNG) FCG) (BOIL) (GASL) (GASX) (UGAZ) (DGAZ) aumentaram 6,7. Eles fecharam em 2,84 por MMBtu (milhões de unidades térmicas britânicas) em 3 de agosto de 2017. Os futuros de gás natural subiram 3,9 em 3 de agosto, em comparação com a sessão anterior. O ganho foi causado por relatórios meteorológicos que sugerem clima mais quente. Em 1º de julho, os futuros ativos de gás natural atingiram o máximo de 2017, de 2,99 o maior nível desde maio de 2017. Atualmente, o gás natural está 5 abaixo do seu máximo de 2017. Fatores que impulsionam os preços do gás natural Em 28 de julho, a EIA (US Energy Information Administration) anunciou uma adição de 17 Bcf (bilhões de pés cúbicos) ao nível do estoque de gás natural para a semana que termina em 15 de julho. Os analistas esperavam uma adição de 27 Bcf, Uma pesquisa realizada pelo Wall Street Journal. Isso atenuou os temores de excesso de oferta e suportou os preços. Os futuros de gás natural subiram 8 em 28 de julho. Previsões de EIA A previsão de EIA indica que o consumo de gás natural total poderia média em 76.5 Bcf por dia e 77.7 Bcf por dia em 2017 e 2017, respectivamente. O consumo de gás natural foi de 75,3 Bcf por dia em 2017. Maior consumo e desaceleração da produção poderia ajudar os preços a subir. Os movimentos dos preços do gás natural impactarão os estoques ponderados pelo gás natural, como o Memorial Resource Development (MRD), a EXCO Resources (XCO), a WPX Energy (WPX), a Rex Energy (REXX), a Comstock Resources (CRK), Southwestern Energy (SWN) Recursos (RRC). Por que os preços do gás natural caiu no início de 2017 No inverno passado, o uso de gás natural para aquecimento foi fraco devido ao clima ameno. Como resultado, os preços foram fracos. No final de março de 2017, os estoques de gás natural dos EUA estavam em 2,5 trilhões de pés cúbicos67 acima dos níveis correspondentes de 2017 e 53 em relação à média de cinco anos. Os futuros do gás natural atingiram uma baixa de 2017 e 17 anos de 1,64 em 3 de março. Principais médias móveis 13,7 acima da média móvel de 100 dias e 4 acima da média móvel de 20 dias. Os preços acima da média móvel de 20 dias ea média móvel de 100 dias indicam um sentimento de alta para o gás natural. O gráfico acima mostra o desempenho dos preços dos futuros de gás natural em relação às principais médias móveis. O sentimento do gás natural também impacta os ETFs, como o ETF ProShares Ultra Oil, o PowerShares DWA Energy Momentum Portfolio (PXI), o Vanguard Energy ETF (VDE), o iShares US Energy ETF (IYE) eo Fidelity MSCI ETF de Índice de Energia (FENY). Recursos de Recursos Comunitários (MRD), Recursos de EXCO (XCO), Energia de WPX (WPX), Rex Energia (REXX), recursos de Comstock (CRK), Southwestern Energy (SWN) e recursos de escala (RRC) operam com mix de produção de 78.1, 88,7, 67,0, 62,4, 72,0, 92 e 71,2, respectivamente, em gás natural. Na próxima parte desta série, bem discutir a contagem da plataforma de petróleo bruto.