El total sube, pero Sur Central retira gas
El informe semanal publicado por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) el 27 de agosto mostró una inyección neta de 15 Bcf en los 48 estados continentales. Con eso, las existencias quedaron apenas 0.9% por debajo de hace un año y todavía 167 Bcf por encima del promedio de los últimos cinco años. Visto únicamente desde el total, el mercado conserva un colchón holgado.
La lectura cambia al abrir el dato por regiones. Sur Central pasó de 1,080 a 1,061 Bcf, un retiro de 19 Bcf. Dentro de esa región, el almacenamiento en cavernas salinas bajó 20 Bcf, de 268 a 248 Bcf, mientras las instalaciones no salinas aumentaron 1 Bcf. El país siguió almacenando gas en términos netos, pero una de las partes más flexibles del sistema del Golfo estaba entregándolo.
Ese matiz importa porque las cavernas salinas no se comportan igual que otros tipos de almacenamiento. La EIA explica que permiten tasas de inyección y retiro muy elevadas en relación con su capacidad y pueden responder rápidamente a cambios de oferta y demanda. Un retiro en cavernas salinas no significa escasez, pero ofrece una fotografía más sensible de la presión de corto plazo en la región.
Por qué este detalle sí importa para México
Sur Central abarca una parte esencial del sistema gasista de Texas, Luisiana y el Golfo. Para México, la conexión no es teórica: el último dato mensual disponible de la EIA muestra que Estados Unidos envió por gasoducto 224,181 millones de pies cúbicos de gas a México durante mayo, equivalentes a unos 7.2 Bcf diarios en promedio.
Además, la EIA espera un crecimiento de las exportaciones estadounidenses por gasoducto, impulsado en parte por mayor demanda mexicana. La agencia señala nuevas centrales eléctricas a gas y Energía Costa Azul, la terminal de GNL en Baja California que exportó su primer cargamento el 8 de julio y añadió 0.4 Bcf/d de capacidad nominal. La instalación utiliza gas procedente de Estados Unidos.
Esto no demuestra que la demanda mexicana sea la causa del retiro registrado en Sur Central. Esa relación no puede establecerse a partir del informe semanal. Sí explica por qué conviene mirar el balance regional: calor, generación eléctrica, exportaciones por gasoducto y consumo de gas de las terminales de GNL compiten por una oferta que también debe alimentar los inventarios.
Clima, LNG y Henry Hub pueden cambiar la lectura rápido
El Henry Hub permanece en un contexto de inventarios nacionales elevados. El último precio spot disponible en la tabla diaria de la EIA consultada fue de 2.70 dólares por MMBtu para el 25 de agosto. En su Short-Term Energy Outlook de agosto, la agencia redujo a 2.87 dólares por MMBtu su previsión media para el tercer trimestre, citando una menor demanda de gas para GNL y una producción estadounidense récord.
Ahora aparece un matiz nuevo por el lado del GNL. Reuters informó el 27 de agosto que Freeport LNG había completado su principal programa de mantenimiento y que el feedgas destinado al conjunto de plantas estadounidenses de LNG alcanzó 18.5 Bcf/d, su mayor nivel desde finales de abril. La recuperación de ese consumo llega después de semanas en las que el mantenimiento había dejado más gas disponible para el mercado doméstico y los inventarios.
El clima también puede cambiar el balance. El Climate Prediction Center de NOAA, en su previsión publicada el 27 de agosto, elevó a entre 80% y 90% la probabilidad de temperaturas superiores a lo normal en zonas del centro-sur de Estados Unidos para el periodo del 2 al 6 de septiembre. Texas, Oklahoma, Arkansas y Luisiana presentan sesgo cálido. En verano, la propia EIA recuerda que más calor puede elevar el consumo de gas para generación eléctrica y dejar menos volumen disponible para almacenar.
Qué debe vigilar ahora el trader mexicano
El siguiente informe semanal de almacenamiento de la EIA está programado para el 3 de septiembre. La referencia útil no será únicamente si el total vuelve a crecer. También habrá que comprobar qué ocurre en Sur Central y, especialmente, en sus cavernas salinas. Un regreso a las inyecciones reduciría la divergencia; otro retiro mantendría este balance regional en el foco.
También conviene seguir el feedgas de LNG después de la recuperación de Freeport, los flujos de gas por gasoducto hacia México y las temperaturas en Texas y el Golfo. Para México entra además el USD/MXN: Henry Hub se expresa en dólares, por lo que el tipo de cambio puede modificar el costo equivalente en pesos. Las tasas de la Fed tienen aquí un papel más indirecto que en activos como el oro; en gas natural pesan principalmente el balance físico, el clima, la producción, el almacenamiento y las exportaciones. El traslado hacia la inflación mexicana tampoco es automático, porque intervienen contratos, tarifas, coberturas y otros componentes de la cadena energética.
Para quienes siguen el activo mediante productos financieros, también importa saber qué están operando. El precio físico de Henry Hub no es lo mismo que un futuro o un CFD vinculado al gas natural. Margen, apalancamiento, spreads, swaps y renovación de contratos pueden cambiar sustancialmente el riesgo. Para comparar condiciones pueden consultarse los brokers para materias primas y las opciones para operar con CFDs analizadas por FinanMercado.
La lectura clave no es que Estados Unidos se esté quedando sin gas. Es más precisa: el país conserva inventarios holgados, mientras Sur Central está retirando gas de sus instalaciones más flexibles. Para el mercado mexicano, toca comprobar si calor, LNG y flujos transfronterizos mantienen esa presión regional o si el colchón nacional vuelve a dominar el balance.
