Noticias del gas natural: El calor y la EIA decidirán si continúa el apretón de cortos

Los cortos sufrieron un apretón, pero el exceso de oferta sigue ahí

Los futuros de gas natural de septiembre subieron casi un 5% el lunes por un pronóstico más caluroso y por el mayor apretón de cortos desde 2020. El martes la conversación es distinta. El repunte se frenó justo por debajo de un nivel clave de retroceso y la producción no ha cambiado. Los inventarios siguen 195 Bcf por encima del promedio de cinco años y la última inyección semanal fue mayor de lo esperado aun con clima cálido. El apretón movió el precio. El dato de inventarios del jueves decidirá si el precio se mantiene movido.

A las 10:43 GMT, los futuros de gas natural de septiembre cotizaban a $2,755, bajando $0,039 o 1,40%.

El repunte del lunes perforó un nivel clave de retroceso antes de retroceder, y la incapacidad para mantenerse por encima mantiene la tendencia bajista intacta en el gráfico swing. La cobertura de cortos fue rápida pero no rompió el patrón de máximos decrecientes.

Análisis técnico diario de los futuros de gas natural de septiembre

Los futuros de gas natural de septiembre cotizan levemente a la baja temprano el martes tras no lograr continuidad alcista después del repunte del lunes hasta $2,806. Este máximo perforó brevemente un nivel del 50% en $2,798, aunque se quedó corto respecto a un swing top en $2,810. La acción del precio sugiere que el movimiento estuvo impulsado por cobertura de cortos.

El rango menor es $2,810 a $2,616. Su nivel del 50% en $2,713 es un soporte potencial. El rango a corto plazo es $2,979 a $2,616. Su zona de retroceso en $2,798 a $2,840 es una resistencia potencial.

La tendencia principal es bajista según el gráfico swing. Una cotización por encima de $2,810 romperá el patrón de máximos decrecientes. Superar el nivel de Fibonacci en $2,840 indicará que la compra se fortalece.

El gráfico diario indica que hay mucho espacio al alza por encima de $2,840 con objetivos potenciales en el máximo principal del 24 de julio en $2,979, un nivel de 50% a largo plazo en $2,996 y la media móvil de 50 días en $2,999.

Superar la media móvil de 50 días con convicción podría ser señal de compra seria y no solo de cobertura de cortos y órdenes stop de compra. Esto podría extender el repunte hasta un nivel de Fibonacci en $3,085. Ese es un posible punto de disparo para una aceleración al alza, con los máximos principales en $3,245, $3,326 y $3,375 como siguientes objetivos probables.

En el lado bajista, si $2,713 falla como soporte, puede que no sea particularmente bajista. Puede simplemente significar que los traders alcistas están intentando formar una base de soporte.

El mayor apretón de cortos desde 2020 se topó con un dato de inventarios abultado

Los fondos de cobertura mantenían su posición neta corta más grande en Henry Hub desde 2020, con apuestas exclusivamente cortas en el nivel más alto al menos desde 2013. Los pronósticos del fin de semana se volvieron mucho más calurosos en el centro y sur de Estados Unidos, con temperaturas de entre los altos 80 °F y 110 °F hasta el martes, y la cobertura fue inmediata.

Ese movimiento tiene límites. La cobertura de cortos limpia posiciones pero no cambia el número de inyección. La semana pasada la inyección fue de 33 Bcf frente a una estimación de 30 Bcf y un promedio de cinco años de 23 Bcf. Los inventarios están 195 Bcf, o 6,7%, por encima de la norma estacional de cinco años. El clima ya era cálido cuando se publicó ese dato.

Los dos tercios meridionales del país se mantendrán calurosos hasta el fin de semana con lecturas en los 90 °F y 100 °F. El norte de Estados Unidos se enfría hasta los 70 °F y 80 °F. Los operadores no persiguen el repunte del lunes sin que el jueves confirme que el calor está afectando la oferta.

La demanda de GNL sube pero septiembre trae más gas a Henry Hub

El gas feed hacia las plantas de GNL alcanzó 18,7 Bcf por día el lunes, la lectura más alta en más de un mes y un 6,9% superior a la semana anterior. Los precios del gas en Europa subieron un 11% el lunes hasta un máximo de dos semanas por el estrechamiento de suministros en el Estrecho de Ormuz, y Europa entró en agosto con inventarios al 58% frente a un promedio de cinco años del 74%. El mercado exportador tiene razones para seguir tirando de la demanda.

La producción es la otra cara. La producción de gas seco en los 48 estados inferiores alcanzó 113,1 Bcf por día el lunes, un 2,9% interanual. La demanda fue fuerte en 84,1 Bcf por día, un 9,2% más, pero la producción sigue muy por delante. El conteo de plataformas bajó tres a 124 la semana pasada sin frenar la producción. La Energy Information Administration espera que la producción de gas seco en 2026 promedie 111,2 Bcf por día.

Llega más oferta el 1 de septiembre cuando Energy Transfer espera que el gasoducto Hugh Brinson alcance su plena capacidad de 1,5 Bcf por día. Eso envía más gas del Permian directamente a Henry Hub conforme la demanda de refrigeración veraniega sale del calendario.

Qué vigilar

El dato de inyección del jueves carga ahora con todo el peso. El calor y el aumento del gas feed a GNL deben reflejarse en una inyección más ajustada o el repunte del lunes será un evento de cobertura de cortos que los vendedores podrán deshacer. La producción en 113 Bcf por día y el gasoducto Hugh Brinson alcanzando capacidad total el 1 de septiembre trabajan en contra de cualquier ganancia de demanda que aporte el pronóstico.

El contrato se estancó justo por debajo de la resistencia superior el lunes y retrocedió sin romper el patrón de máximos decrecientes. La tendencia bajista se mantiene hasta que el gráfico swing diga lo contrario, y eso significa superar niveles que el mercado no pudo sostener en el primer intento.

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