Los 3,298 Bcf no significan holgura en todas las regiones
El informe semanal de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), publicado el 17 de septiembre, dejó una primera lectura tranquilizadora. Los inventarios de los 48 estados continentales aumentaron en 44 Bcf —mil millones de pies cúbicos— hasta 3,298 Bcf. El volumen quedó 118 Bcf, o 3.7%, por encima del promedio de los últimos cinco años, aunque todavía 122 Bcf por debajo del nivel registrado un año antes.
Pero el aumento no fue uniforme. El Este añadió 22 Bcf y el Medio Oeste otros 26 Bcf, mientras que Sur Central pasó de 1,044 a 1,039 Bcf, un retiro neto de 5 Bcf. La región quedó prácticamente en línea con su promedio de cinco años, apenas 0.2% por debajo, pero 11.2% por debajo del nivel de hace un año.
El detalle más interesante está dentro de ese retiro. Las instalaciones no salinas permanecieron sin cambios en 817 Bcf. Los 5 Bcf salieron por completo de cavernas salinas, que terminaron la semana con 222 Bcf: 8.3% menos que su promedio de cinco años y 24% menos que un año antes. La EIA señala que estas cavernas están entre las instalaciones de almacenamiento más flexibles del país y pueden retirar gas con rapidez. Por eso, el movimiento habla más de una necesidad de balance de corto plazo que de una escasez generalizada.
Por qué este retiro tiene una lectura especial para México
Sur Central agrupa Alabama, Arkansas, Kansas, Louisiana, Mississippi, Oklahoma y Texas. Para México, este último estado cambia la importancia del dato: buena parte de la infraestructura que mueve gas estadounidense hacia la frontera mexicana pasa por Texas. La relación, por tanto, no es solo geográfica; es también física y comercial.
Los últimos datos mensuales disponibles de la EIA muestran que Estados Unidos exportó por ducto a México 228,693 millones de pies cúbicos durante junio, equivalentes a unos 7.62 Bcf diarios. Además, la propia agencia prevé que las exportaciones estadounidenses por gasoducto sigan creciendo, principalmente por una mayor demanda mexicana ligada a generación eléctrica y a nuevos proyectos de LNG abastecidos con gas de origen estadounidense.
A esa demanda se suma el LNG estadounidense. Las exportaciones de gas natural licuado promediaron 17.4 Bcf diarios durante el primer semestre de 2026, 23% más que un año antes. Y el 28 de agosto terminó la expansión Stage 3 de Corpus Christi, Texas, elevando la capacidad nominal del complejo a 3.1 Bcf diarios. México y el LNG no explican por sí solos el retiro semanal, pero ayudan a entender por qué el balance del gas en Texas y la costa del Golfo merece una lectura separada del dato nacional.
Henry Hub, producción y clima impiden una lectura simple
El Henry Hub tampoco permite convertir estos inventarios regionales en una señal automática. La última serie diaria oficial publicada por la EIA situó el precio spot en 2.97 dólares por MMBtu el 15 de septiembre, frente a 2.71 dólares el día 11. Es importante el matiz: esos datos son anteriores al informe de almacenamiento del 17 de septiembre, por lo que no deben presentarse como una reacción del precio al retiro de Sur Central.
Por el lado de la oferta, el escenario sigue siendo relativamente cómodo. En su Short-Term Energy Outlook de septiembre, la EIA prevé que la producción comercializada de gas estadounidense aumente alrededor de 4.5 Bcf diarios en 2026. También proyecta 3,969 Bcf almacenados al cierre de octubre, 5% por encima del promedio de cinco años. Para Sur Central calcula unos 1,270 Bcf al final de la temporada de inyección, frente a un promedio de aproximadamente 1,220 Bcf. Un retiro semanal de 5 Bcf, por tanto, no equivale a un cambio estructural de tendencia.
El clima añade otra capa. Durante la semana del reporte, los pronósticos del Servicio Meteorológico Nacional para el centro-sur de Texas apuntaban a máximas cercanas a 97-100 °F en zonas como Austin y San Antonio, condiciones capaces de mantener elevada la demanda eléctrica y, con ella, el consumo de gas para generación. Para la segunda mitad de septiembre, el Weather Prediction Center esperaba cierta moderación del calor extremo en el conjunto del centro-sur estadounidense. Es una variable que puede cambiar rápidamente el balance semanal.
Qué debe vigilar ahora el trader mexicano
El próximo dato de almacenamiento de la EIA está programado para el 24 de septiembre. Más que mirar únicamente el total nacional, conviene revisar si las cavernas salinas de Sur Central vuelven a retirar gas o recuperan inventarios, qué hace Henry Hub y cómo evolucionan la demanda de LNG, el clima y los flujos por ducto hacia México.
Para quien sigue el mercado desde México, también entra en juego el tipo de cambio cuando los costos están referenciados en dólares. Un movimiento de Henry Hub no se traslada de forma idéntica al costo final mexicano: pueden intervenir el USD/MXN, las bases regionales, el transporte y las condiciones contractuales.
Y si la exposición al gas natural se hace mediante futuros o CFDs, el precio spot de Henry Hub no debe confundirse con el instrumento que realmente se está operando. El contrato, el vencimiento, el spread, los ajustes de financiación, el margen y el apalancamiento pueden modificar de forma importante el riesgo. La volatilidad del gas natural no es, por sí sola, una oportunidad.
La lectura útil del último informe tampoco es que “sobra gas” ni que “falta gas”. Estados Unidos mantiene inventarios nacionales por encima de su promedio reciente, pero el retiro en las cavernas salinas de Sur Central muestra que el equilibrio alrededor de Texas puede ser bastante más sensible. Para profundizar antes de interpretar estos movimientos, la guía de gas natural y gestión del riesgo de FinanMercado es el siguiente contexto lógico.
