Noticias del gas natural: Pronósticos más fríos golpean a un mercado ya inundado de oferta

Pronósticos más fríos rompieron el rally climático antes de que los compradores pudieran consolidarlo

El gas natural Nymex abrió con hueco a la baja el lunes y el movimiento fue inmediato. Los modelos meteorológicos del fin de semana quitaron el calor del Medio Oeste y del Noreste justo cuando los compradores más lo necesitaban. El mercado había intentado consolidarse por encima de los mínimos recientes la semana pasada con temperaturas elevadas y una posición corta abultada que parecía vulnerable. Nada de eso importó una vez que cambió el pronóstico. Los vendedores abrieron el mercado a la baja superando soportes en la apertura y la tendencia principal sigue siendo bajista, con la media móvil de 50 días muy por encima.

A las 13:15 GMT, los futuros de gas natural de septiembre cotizaban a $2,668 por millón de unidades térmicas británicas, con una caída de $0,065 o 2,38%.

Análisis técnico diario de los futuros de gas natural de septiembre

Los futuros de gas natural de septiembre muestran debilidad el lunes tras abrir con un hueco a la baja. El movimiento temprano abrió a través de la zona de retroceso a corto plazo en $2,723 a $2,698 antes de tocar un mínimo intradía en $2,638. Esto quedó ligeramente por encima del mínimo del 6 de agosto en $2,616. La zona de retroceso pasa a ser nueva resistencia.

La tendencia principal es bajista. Los compradores tendrán que superar el máximo del swing en $2,830 para cambiar la tendencia principal a alcista. La resistencia mayor y el indicador de tendencia sigue siendo la media móvil de 50 días en $2,961.

La producción récord y la reducción de exportaciones inundan el mismo mercado

La producción de los 48 estados contiguos promedió alrededor de 111,3 Bcf por día en agosto. Los precios están cerca de mínimos de varios meses y la producción no ha mostrado signos de flaquear. Los pozos de esquisto siguen produciendo. El gas asociado de la perforación petrolera en la cuenca del Pérmico sigue añadiendo oferta, quiera o no el mercado del gas.

Freeport LNG empeoró la situación. Las tareas de mantenimiento comenzaron en julio y se espera que se prolonguen hasta finales de agosto, dejando fuera de servicio aproximadamente 2 Bcf por día de capacidad de exportación. Las entregas de gas de alimentación a las nueve principales plantas de GNL de EE. UU. promediaron cerca de 17,1 Bcf por día hasta ahora este mes, por debajo de los niveles de julio. El gas que normalmente se movería hacia una terminal de exportación se queda en casa, sumándose a un mercado doméstico que ya estaba sobreabastecido antes de que un solo compresor dejara de funcionar en Freeport.

Los niveles de almacenamiento más bajos en Europa pueden exigir con más fuerza las exportaciones estadounidenses una vez que termine el mantenimiento. Ese movimiento comercial está a semanas de distancia. En la jornada del lunes, 111 Bcf por día de producción llegan a un mercado donde acaban de desaparecer 2 Bcf por día de demanda de exportación.

El panorama de la oferta solo empeora desde aquí. Septiembre trae menor demanda de refrigeración. La demanda de calefacción invernal aún está a meses de distancia. Freeport no ha vuelto al 100%. Los productores siguen perforando. El mercado tiene semanas para seguir acumulando gas en almacenamiento antes de que alguien necesite extraer volúmenes significativos, y el hueco a la baja del lunes indica que los operadores no esperan a ver cuánto crece la acumulación.

La acumulación en almacenamiento sigue aumentando mientras el calendario se acaba para los alcistas

La EIA informó una inyección de 36 Bcf para la semana terminada el 7 de agosto. Los operadores esperaban 30 a 32 Bcf. El gas utilizable en almacenamiento alcanzó 3.153 Bcf, situándose ahora 198 Bcf por encima del promedio estacional de cinco años, un excedente del 6,7% que ha ido creciendo durante precisamente el tramo del verano que se suponía lo reduciría.

La semana pasada lo tenía todo a favor de los alcistas. Las temperaturas fueron elevadas. La demanda eléctrica fue fuerte. Existía una posición corta abultada que podría haber sido forzada. Aun así, el informe de almacenamiento superó las expectativas. El mercado absorbió el calor y aun así inyectó más gas de lo que nadie esperaba. Ese es el dato que importa más que cualquier modelo meteorológico.

Ahora los pronósticos están virando a más fríos en el Medio Oeste y el Noreste de cara al tramo final de agosto. El calendario ya juega en contra de los compradores. La EIA espera que las existencias alcancen alrededor de 3.985 Bcf para finales de octubre, el nivel de almacenamiento previo al invierno más alto en 10 años. Los vendedores no necesitan que llegue octubre para negociar en función de ese número. Ya están posicionados para ello.

La carga recae por completo en los compradores para demostrar que la cifra de la EIA es demasiado alta. Nada en los datos les ayuda a sostener ese argumento.

Qué observar

El clima rige este mercado hasta que llegue el próximo informe de la EIA. Los modelos más fríos del fin de semana hicieron el daño y otra revisión en la misma dirección mantiene a los vendedores sobre el hueco del lunes. Los compradores están atrapados. Necesitan un pronóstico más cálido, un flujo de gas de alimentación más fuerte desde Freeport o un dato de almacenamiento que finalmente sorprenda a la baja. Ninguno de esos factores apareció esta semana. La producción récord, 3.153 Bcf en almacenamiento y 2 Bcf por día de capacidad de exportación de GNL fuera de servicio apuntan todos en la misma dirección de cara al tramo más débil del calendario.

La tendencia es bajista y el hueco lo confirmó el lunes por la mañana. El mercado abrió a través de la zona de retroceso que había estado aguantando y la convirtió en resistencia. Los compradores tienen que demostrar que pueden sostener los mínimos recientes antes de que alguien empiece a hablar de un cambio de dirección. Hasta que los datos de almacenamiento o los modelos meteorológicos cambien, los repuntes ofrecen mejores entradas a los vendedores.

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