El dato nacional es cómodo; el Sur Central no tanto
El reporte semanal de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), publicado el 24 de septiembre y correspondiente a la semana terminada el día 18, mostró que los inventarios de los 48 estados contiguos subieron de 3,298 a 3,351 Bcf, donde Bcf equivale a mil millones de pies cúbicos. El volumen quedó 95 Bcf por encima del promedio de cinco años, aunque todavía 146 Bcf por debajo de hace un año. Visto solo desde el total nacional, el dato ofrece una señal cómoda, pero no resume la distribución regional.
La lectura cambia al bajar al Sur Central, región que incluye Texas y Louisiana. Allí había 1,041 Bcf, apenas 2 Bcf más que la semana previa, pero 1.7% menos que el promedio de cinco años y 12.4% menos que un año antes. El detalle más llamativo estuvo en las instalaciones salinas: bajaron de 222 a 217 Bcf, un retiro de 5 Bcf, y quedaron 12.5% por debajo de su promedio de cinco años. Las instalaciones no salinas, en cambio, inyectaron 8 Bcf.
Ese desglose importa porque las cavernas salinas son una de las partes más flexibles del sistema estadounidense: pueden responder con rapidez a cambios de demanda y entregas. Además, el Sur Central concentra gran capacidad de almacenamiento y terminales de gas natural licuado (LNG) en la Costa del Golfo. Por eso, un retiro en salinas mientras el país inyecta gas no equivale a escasez, pero sí señala que el balance regional está más ajustado que el titular nacional.
Por qué el Sur Central importa más para México de lo que parece
México está conectado de forma directa con el mercado de gas de Estados Unidos. La EIA señala que en 2024 los corredores de West Texas y South Texas concentraron 91% de las exportaciones estadounidenses por ducto hacia México, y que el corredor de South Texas enlaza el hub de Agua Dulce con el noreste mexicano. En junio de 2026, el último mes oficial disponible, Estados Unidos envió 228,693 millones de pies cúbicos por ducto a México, equivalente a unos 7.6 Bcf diarios.
Las estimaciones más recientes apuntan a un flujo todavía mayor. IIR Energy calculó un promedio de 8.1 Bcf/d durante los cinco días terminados el 23 de septiembre y un máximo diario de 8.66 Bcf, mientras Energy Edge situó el promedio semanal en 7.7 Bcf/d el 24 de septiembre. La diferencia entre proveedores y ventanas de cálculo es importante: estos datos de nominaciones pueden revisarse y no deben tratarse como una cifra oficial cerrada.
Al mismo tiempo, las plantas de LNG siguen absorbiendo volúmenes elevados en la Costa del Golfo. Energy Edge estimó el gas de alimentación —feedgas— a instalaciones de LNG en 18.7 Bcf/d el 24 de septiembre, aunque advirtió que algunas nominaciones estaban sujetas a revisión intradía. La EIA, como referencia de fondo, reportó que las exportaciones estadounidenses de LNG promediaron 17.4 Bcf/d en el primer semestre de 2026, 23% más que un año antes. Para México, ductos fronterizos y LNG forman parte del mismo sistema regional de suministro, aunque sus efectos no se trasladan uno a uno al precio local.
Henry Hub refleja algo más que el aumento de inventarios
El último precio spot oficial disponible de la EIA para Henry Hub fue de 2.90 dólares por millón de BTU (MMBtu) el 22 de septiembre. En futuros, el contrato de octubre de 2026 de NYMEX cotizaba en 3.28 dólares por MMBtu a la 1:03 a.m. EDT del 25 de septiembre, según un feed retrasado al menos 10 minutos. No son la misma referencia: el spot corresponde al mercado físico en Henry Hub, mientras el futuro incorpora expectativas para el mes de vencimiento.
El contexto de oferta también exige matiz. Reuters, con datos de LSEG, situó la producción promedio de los 48 estados contiguos en 112.9 Bcf/d en septiembre hasta el día 23, por encima del récord mensual de agosto de 112.2 Bcf/d. Sin embargo, la estimación diaria cayó a 109.8 Bcf/d el miércoles, y Energy Edge publicó un primer cálculo de 109.1 Bcf/d para el jueves. Es decir, la producción de fondo sigue fuerte, pero hubo una baja puntual que el mercado estaba mirando.
El clima tampoco ofrece una señal única. El pronóstico oficial del Climate Prediction Center emitido el 24 de septiembre favorecía temperaturas por encima de lo normal para Texas y Louisiana entre el 30 de septiembre y el 4 de octubre, aunque con calor menos intenso conforme se debilita la cresta atmosférica sobre el centro-sur de Estados Unidos. En esta transición de temporada, pequeños cambios en temperatura pueden alterar consumo eléctrico, inyecciones y precio con rapidez.
Qué debe vigilar ahora un trader en México
El siguiente reporte semanal de almacenamiento de la EIA está previsto para el 1 de octubre. Más que mirar solo la cifra nacional, conviene seguir el Sur Central, las cavernas salinas, la producción diaria, el feedgas de LNG y los flujos por ducto hacia México. La propia EIA, en su STEO del 9 de septiembre, proyectaba que el Sur Central terminaría octubre 4% por encima de su promedio de cinco años. Esa previsión se hizo antes del dato semanal actual y recuerda que un déficit regional de una semana no debe extrapolarse automáticamente.
Para México, un Henry Hub más alto no se traduce de forma automática en la misma magnitud a tarifas eléctricas o inflación. Pesan contratos, bases regionales, transporte, regulación y tipo de cambio. El USD/MXN puede modificar el costo en pesos de un energético referenciado en dólares, pero en esta noticia el motor principal está en el balance físico: almacenamiento regional, producción, clima, LNG y exportaciones por ducto.
Si se sigue el gas natural desde una plataforma, también conviene distinguir el activo del instrumento. La comparativa de brokers para operar materias primas puede ayudar a revisar qué acceso ofrece cada intermediario; si la exposición es mediante derivados, la comparativa de brokers para operar con CFDs permite ubicar condiciones que conviene confirmar. Un futuro de Henry Hub y un CFD no tienen los mismos costos, margen ni condiciones, y el apalancamiento aumenta el riesgo. El dato de 53 Bcf ayuda, pero no basta: para México, la lectura útil está en comprobar si el Sur Central vuelve a llenar inventarios o sigue absorbiendo gas mientras LNG y los flujos fronterizos permanecen elevados.
