Noticias del gas natural: los futuros caen ante nuevo gasoducto en Texas que suma oferta

Nuevo gasoducto da a los vendedores una razón más para presionar por debajo de $3,00

El gas natural cayó el viernes con el gasoducto Hugh Brinson de Energy Transfer dispuesto a comenzar a mover gas del Pérmico el 1 de septiembre. El mercado no está esperando a que la línea se llene. La producción marcha por encima del año pasado, el conteo de rigs subió a un máximo de cinco meses y el almacenamiento se sitúa claramente por encima de lo normal de cara al otoño. La media móvil de 50 días rechazó el repunte del jueves y los vendedores recuperaron el control el viernes. El calor en las dos terceras partes meridionales del país evita que esto se convierta en un colapso. La ruptura por debajo de $3,00 se mantiene.

El gas natural Nymex de octubre cerró en $2,862, baja de $0,026, o 0,89%.

Análisis técnico diario del gas natural de octubre

Los futuros del gas natural de octubre se vendieron el viernes tras ser rechazados por la media móvil de 50 días en $2,930. El jueves, el mercado atravesó la media móvil de 50 días hasta $2,990, pero no pudo mantener la mayor parte de esas ganancias, cerrando en $2,914.

La acción del precio indica que la reacción de los traders a la media móvil de 50 días probablemente determinará la dirección a corto plazo en el gráfico diario.

Un movimiento sostenido por encima de la media móvil de 50 días probablemente indicaría la presencia de compradores. Si esto crea suficiente impulso alcista, habrá que vigilar una subida a través de $2,990 y hacia la zona de retroceso intermedia del 50% al 61,8% en $3,044 a $3,133.

Un movimiento sostenido por debajo de la media móvil de 50 días probablemente señalaría la presencia de vendedores. El nuevo rango a corto plazo es $2,668 a $2,990. Su zona de retroceso en $2,829 a $2,791 es el objetivo principal a la baja. Si $2,791 no aguanta, podríamos ver una rotura trabajada con posibles objetivos en los mínimos principales de $2,747, $2,685 y $2,668.

El lado de la oferta no necesitaba otro gasoducto

La producción de gas natural ya estaba muy por encima del año pasado antes de que el proyecto Hugh Brinson apareciera en el calendario. El gasoducto añade alrededor de 2,2 bcf por día de capacidad desde la cuenca del Pérmico hasta el este de Texas, dando a los productores del Pérmico otra vía hacia Erath (Luisiana), cerca del punto de entrega Henry Hub. La línea comienza el 1 de septiembre. Los traders comenzaron a descontar ese suministro adicional antes de que se moviera el primer mol.

La producción de gas seco en los 48 estados contiguos se sitúa en 113,0 bcf por día, un 4,5% más que hace un año, según BNEF. Baker Hughes informó que el conteo de rigs en EE. UU. subió en cinco la semana pasada hasta 132. Es un máximo de cinco meses, justo por debajo del máximo de tres años de 134 de febrero. Los productores no retroceden siquiera con el Henry Hub por debajo de $3,00. El nuevo gasoducto les da otra salida y da a los vendedores otra razón para presionar este mercado.

El almacenamiento complica aún más el caso para los alcistas. La EIA espera que los inventarios de EE. UU. lleguen a 3.985 bcf al final de octubre. Eso sería el nivel de octubre más alto en 10 años y alrededor de un 5% por encima del promedio de cinco años. Al 21 de agosto, el almacenamiento estaba 5,5% por encima del promedio estacional de cinco años. Una medida separada de la EIA situó el exceso en 6,7% por encima de lo normal. Los números semanales rebotan. El exceso no.

El calor y los flujos de GNL mantienen un suelo, no construyen un repunte

El pronóstico de septiembre salvó a los alcistas de una sesión peor el viernes. NatGasWeather mantiene a las dos terceras partes meridionales del país calurosas a muy calurosas hasta el 2 de septiembre. Máximas entre los 90 y 110 ºF. Texas y ERCOT cerca de 100 ºF. Eso no es un final de verano suave. The Commodity Weather Group recoge el testigo al término de ese pronóstico y prevé temperaturas por encima de la media en las dos terceras partes orientales entre el 2 y el 11 de septiembre. Las generadoras eléctricas seguirán tirando del gas mucho más allá del momento en que normalmente cae la demanda por refrigeración.

La demanda en los 48 estados contiguos alcanzó 78,9 bcf por día el viernes, un 8,2% más que hace un año. El Edison Electric Institute dijo que la generación eléctrica en los 48 estados contiguos aumentó 6,1% interanual en la semana terminada el 22 de agosto, alcanzando 100.895 gigavatios hora. La producción en las últimas 52 semanas subió 2,2%. La tasa de consumo está ahí. También se enfrenta a un lado de la oferta que sigue sumando capacidad.

Los flujos de exportación de GNL alcanzaron 19,5 bcf por día el viernes, un 10% más que la semana anterior. La EIA espera que las exportaciones de GNL de EE. UU. promedien 16,5 bcf por día en el tercer trimestre. Esa previsión se redujo respecto al mes anterior por el mantenimiento en Freeport LNG. La menor alimentación de gas hacia las terminales de exportación deja más gas en el almacenamiento doméstico, en particular en la región Centro-Sur. A más largo plazo, las exportaciones deberían aumentar hasta 2027 a medida que la terminal mexicana Energía Costa Azul entre en operaciones y aumenten los flujos por gasoducto hacia México. A corto plazo, el tiempo fuera de Freeport y el nuevo gasoducto texano van en contra de la historia de la demanda.

El almacenamiento de gas en Europa estaba al 64% al 25 de agosto, por debajo del promedio estacional de cinco años del 81%. Menos colchón de lo normal al otro lado del Atlántico. Los precios del gas en EE. UU. siguen siendo determinados por la producción doméstica, el almacenamiento y el tiempo atmosférico.

Qué vigilar

El gasoducto Hugh Brinson arranca el 1 de septiembre y la producción ya está en máximos de varios años con el conteo de rigs todavía en aumento. Las acumulaciones de almacenamiento van camino de alcanzar el nivel de octubre más alto en una década y el mantenimiento de Freeport mantiene la alimentación de GNL por debajo de su plena capacidad.

La EIA prevé que el Henry Hub promedie $2,87 por MMBtu en el tercer trimestre. Esa cifra parece generosa con un nuevo gasoducto que añade 2,2 bcf por día de capacidad del Pérmico al sistema.

El calor de septiembre es lo único que separa a este mercado de una caída más rápida hacia la temporada intermedia. Si los pronósticos de máximas entre 90 y 110 ºF en las dos terceras partes meridionales se mantienen durante la primera semana de septiembre, las quemas para generación pueden mantener el gas cerca de estos niveles. En el momento en que ese calor ceda, será mucho más difícil defender el suelo.

La media móvil de 50 días rechazó el pico del jueves y los vendedores regresaron el viernes. La historia de la oferta y el gráfico están alineados. Una rotura por debajo de la zona de retroceso abre espacio de vuelta hacia los mínimos del contrato.

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