Noticias del gas natural: futuros de agosto presionados mientras la producción frena el repunte por el calor

La producción alcanzó un máximo de dos meses y el calor no pudo superarlo

Los futuros de gas natural de agosto cayeron casi un 3% el lunes antes de recuperarse modestamente a primera hora del martes, cotizando cerca de $3,20. El mercado se mantiene por encima de la media móvil de 50 días, pero costó trabajo llegar hasta ahí. La producción de los 48 estados contiguos subió a casi 114 Bcf/día durante el fin de semana, el nivel más alto en más de dos meses y medio. BloombergNEF situó la producción de gas seco del lunes en 111,2 Bcf/día, un 2,3% más que hace un año. Los pronósticos de temperaturas evitaron que la venta se acelerara, pero no la revirtieron.

Los futuros de febrero se mantuvieron cerca de $3,95. Ese diferencial entre agosto y febrero indica dónde está la convicción real. El contrato de vencimiento más cercano sufre la presión de la producción. La franja invernal descuenta la demanda de GNL y el estrechamiento estacional que los contratos de verano aún no pueden ver.

Análisis técnico diario de los futuros de gas natural de agosto

Los futuros de gas natural de agosto suben levemente a primera hora del martes mientras los operadores alcistas siguen defendiendo la media móvil de 50 días en $3,181 frente a una fuerte caída. El gráfico diario indica que una caída sostenida por debajo de este indicador podría dirigirse a mínimos de oscilación en $3,059, $3,001 y $2,974. No vamos a calificar el mercado de bajista si el precio cae en esta zona porque es difícil ser bajista dentro del área de $3,00 en julio. Digamos simplemente que no sería una situación particularmente alcista.

Una subida sostenida por encima de la media móvil de 50 días mantendrá la esperanza para los operadores alcistas, sin embargo. No obstante, tendrán que enfrentar varios niveles de pivote en $3,205, $3,239 y $3,465 antes de subir hacia la media móvil de 200 días en $3,624 y un nivel de 50% a largo plazo en $3,700.

Análisis técnico diario de los futuros de gas natural de febrero

Los futuros de gas natural de febrero están en una posición técnica peor que el contrato de agosto. Lógicamente, el precio es más alto, pero el mercado está claramente por debajo de la media móvil de 50 días en $4,080, lo que deja vulnerables sus dos soportes en $3,891 y $3,880.

Una caída por debajo de los soportes establecidos en julio indicará que los operadores creen que habrá oferta suficiente al inicio de la temporada de calefacción invernal. Es también una predicción por la puerta de atrás de que las necesidades de refrigeración del verano serán normales. Esencialmente, este panorama bajista asume que no habrá sorpresas con cúpulas de calor persistentes este verano.

114 Bcf/día es la cifra que la demanda debe superar

La EIA elevó su previsión de producción de gas seco para 2026 a 111,0 Bcf/día a principios de este mes. Se espera que la producción de gas comercializado promedie 120,8 Bcf/día antes de alcanzar 122,3 Bcf/día al año siguiente. La mayor parte de ese crecimiento procede de Permian, Appalachia y Haynesville, a medida que la infraestructura de gasoductos mejora gradualmente el acceso a los mercados de la Costa del Golfo.

Baker Hughes informó que las plataformas activas de gas natural aumentaron en tres la semana pasada, hasta 125. Aún por debajo del reciente máximo de febrero, pero la dirección es al alza. Los productores están añadiendo oferta al mismo tiempo que la EIA dice al mercado que el crecimiento de la oferta continúa hasta el próximo año. Ese es el muro que los alcistas intentan escalar.

El calor es real, pero la producción absorbió la demanda del lunes

Los pronósticos anuncian calor generalizado en las dos terceras partes orientales del país hasta principios de julio, con máximas en los 30 ºC y bajos los 40 ºC en los principales centros de población. Commodity Weather Group ajustó su perspectiva a más calor hasta el 3 de julio. NатGasWeather clasificó la demanda nacional como alta a muy alta durante la próxima semana.

El lunes demostró que el calor por sí solo no es suficiente cuando la producción opera en máximos de dos meses. El apoyo del tiempo evitó que el mercado rompiera por debajo de la media móvil de 50 días, pero no pudo superar el titular sobre la oferta. La generación eléctrica semanal cayó recientemente de forma moderada respecto al año anterior, aunque la media móvil ponderada a 52 semanas sigue por encima del año pasado. La demanda está ahí. No está creciendo lo bastante rápido para absorber lo que la oferta está entregando.

El GNL en 19,2 Bcf/día está reconfigurando el mercado

BloombergNEF estimó los envíos de gas para GNL en 19,2 Bcf/día el lunes, cerca de niveles récord. La EIA espera que las exportaciones promedien aproximadamente 17,0 Bcf/día este año antes de aumentar otro 9% el próximo año. Aproximadamente el 15% de toda la producción de gas seco de EE. UU. ya está comprometida con compradores extranjeros.

Los daños en Ras Laffan (Qatar) mantienen fuerte la demanda de cargamentos estadounidenses. El almacenamiento europeo está por debajo de las normas estacionales y necesita recuperarse antes del invierno. La demanda estructural de las exportaciones es la razón por la que el diferencial entre agosto y febrero se mantiene amplio incluso cuando la producción del mes cercano está en máximos. El contrato de verano ve la oferta. El contrato de invierno ve la demanda de exportación comiéndose el suministro mes tras mes.

Los precios del crudo crean una paradoja para el gas natural

Un crudo fuerte anima a perforar más en el Permian. Más perforación en el Permian produce más gas asociado, tenga o no sentido para los precios del gas. Los precios del petróleo más altos pueden aumentar la oferta de gas natural incluso cuando la economía específica del gas no respalda la perforación por sí sola.

Al mismo tiempo, unos precios globales del crudo sólidos reflejan una demanda energética saludable y respaldan la inversión continua en infraestructura de GNL. Más capacidad de GNL significa eventualmente más demanda de gas estadounidense. La relación con el crudo empuja la oferta y la demanda en direcciones opuestas simultáneamente. En el corto plazo, el lado de la oferta está ganando porque el gas asociado del Permian llega al mercado ahora, mientras que la demanda incremental de GNL tarda trimestres en materializarse.

Los inventarios están cómodos y los bajistas lo saben

La última inyección de la EIA fue de 76 Bcf, por encima de lo esperado, dejando los inventarios un 5,7% por encima del promedio estacional de cinco años. El almacenamiento está ligeramente por debajo del año pasado, pero el excedente frente a la norma de cinco años da a los bajistas su titular cada jueves.

El número importa menos que la tendencia. Si el calor veraniego eleva la quema eléctrica y el GNL se mantiene cerca de 19 Bcf/día, las inyecciones empezarán a llegar por debajo del promedio de cinco años y el excedente se estrechará. Si la producción sigue superando a la demanda como ocurrió el lunes, el excedente se mantiene o crece y el contrato de más corto plazo seguirá pesado.

Qué vigilar

La producción en 114 Bcf/día fue la cifra que marcó la sesión del lunes. El pronóstico de calor hasta principios de julio es la respuesta de la demanda. El GNL en 19,2 Bcf/día es el tirón estructural que mantiene el apretamiento a más largo plazo incluso cuando el mes cercano sufre presión.

Agosto defiende la media móvil de 50 días. Febrero está por debajo de su propia media móvil de 50 días y vulnerable a una rotura por debajo del soporte de $3,891 a $3,880. El diferencial entre ambos contratos es la forma del mercado de decir que la historia de la oferta a corto plazo y la de la demanda a más largo plazo apuntan en direcciones distintas. El calor tiene que empezar a mostrarse en inyecciones más pequeñas y en datos de quema eléctrica al alza antes de que agosto pueda romper la resistencia superior. Hasta entonces, la producción gana la batalla diaria y el GNL gana el argumento estacional.

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