El informe, publicado el 15 de octubre, mostró una inyección semanal de 67 Bcf, frente a 85 Bcf en la semana anterior. El volumen total quedó 45 Bcf por encima del promedio de cinco años, pero 143 Bcf por debajo del nivel registrado un año antes. Además, el colchón frente a la media histórica se redujo desde 68 Bcf una semana antes.
La lectura, por tanto, no es simplemente que “sobra gas”. Estados Unidos mantiene inventarios ligeramente superiores a lo habitual para estas fechas, mientras una de las regiones más importantes para el balance del Golfo y para los flujos hacia México continúa rezagada.
El colchón nacional existe, pero se hizo más estrecho
La cifra agregada sigue siendo cómoda en términos históricos. La propia EIA señala que los 3,567 Bcf permanecen dentro del rango de cinco años. El matiz está en la velocidad de las inyecciones: el incremento de 67 Bcf fue menor que los 85 Bcf de la semana anterior, mientras el promedio estacional avanzó más rápido que los inventarios reales.
Esto tampoco implica, por sí solo, que Estados Unidos vaya camino de un déficit nacional. En su Short-Term Energy Outlook del 6 de octubre, la EIA proyectó que los inventarios podrían alcanzar 3,850 Bcf al cierre de octubre, alrededor de 2% por encima del promedio de cinco años al inicio de la temporada de calefacción. Es una previsión elaborada con información disponible hasta el 1 de octubre, por lo que debe leerse como escenario y no como resultado asegurado.
El balance dependerá ahora de variables más directas para el gas que las tasas de interés: clima, producción, demanda eléctrica y exportaciones. La EIA proyecta para 2026 una producción seca estadounidense de 112.2 Bcf diarios y exportaciones de gas natural licuado de 17.6 Bcf diarios. Ese crecimiento de la oferta ayuda a sostener inventarios, pero también coincide con una demanda externa mayor.
El Sur Central cuenta una historia distinta y México tiene motivos para mirarla
El Sur Central almacenaba 1,097 Bcf, 3.1% menos que su promedio de cinco años y 9.9% por debajo de hace un año. La diferencia es mucho mayor en las instalaciones salinas: 236 Bcf, un 15.4% por debajo de la media histórica y 21.9% menos que un año antes. En cambio, el almacenamiento no salino se encuentra 0.9% por encima de su promedio de cinco años.
Ese desglose importa porque la región Sur Central de la EIA incluye Alabama, Arkansas, Kansas, Louisiana, Mississippi, Oklahoma y Texas. Además, las cavernas salinas ofrecen una capacidad especialmente flexible para inyectar y retirar gas con rapidez, por lo que son relevantes para responder a cambios bruscos de demanda. Tener menos gas de lo habitual en esas instalaciones reduce parte del colchón regional, pero no equivale a una escasez.
Para México, la conexión pasa especialmente por Texas. La EIA identifica cuatro grandes corredores de exportación por ducto hacia México —Sur de Texas, Oeste de Texas, Arizona y California— y calcula que los dos corredores texanos concentraron 91% de esos envíos en 2024. El último dato mensual oficial disponible muestra 227,569 millones de pies cúbicos exportados por ducto a México en julio de 2026, equivalentes a unos 7.34 Bcf diarios.
Eso justifica vigilar el Sur Central, pero no permite concluir que el rezago de inventarios esté reduciendo hoy el suministro mexicano. Los flujos semanales actuales hacia México necesitan una comprobación independiente antes de establecer esa relación. El dato de almacenamiento muestra una vulnerabilidad relativa en la región; no demuestra un problema de abastecimiento al sur de la frontera.
Qué deben vigilar ahora los traders de gas natural en México
La próxima referencia será el Weekly Natural Gas Storage Report del 22 de octubre. Si el excedente nacional frente a la media de cinco años continúa disminuyendo y las cavernas salinas siguen rezagadas, el mercado tendrá más razones para observar el balance regional. Si las inyecciones recuperan ritmo, esa diferencia podría perder importancia.
También conviene separar este movimiento de otros motores macro. A diferencia del oro, la Fed o Banxico no son el catalizador inmediato de un reporte de inventarios de gas. Su influencia aparece más indirectamente a través del dólar, las condiciones financieras y el USD/MXN. Para un trader que mide resultados en pesos, una posición ligada al Henry Hub puede incorporar tanto la volatilidad del gas como la del tipo de cambio.
El instrumento también cambia el riesgo. Seguir el mercado físico estadounidense no es lo mismo que operar futuros o CFDs sobre gas natural. Márgenes, vencimientos, rollover, spreads, swaps y apalancamiento pueden alterar de manera importante el resultado. Para ampliar ese contexto pueden consultarse la comparativa de brokers para materias primas y la comparativa de brokers para operar con CFDs. La volatilidad del gas natural no debe confundirse con una oportunidad automática.
Para México, la lectura más útil está en el contraste: Estados Unidos conserva un pequeño colchón agregado, pero el Sur Central —y especialmente sus cavernas salinas— llega con menos margen frente a su patrón histórico. Clima, producción, exportaciones de GNL, el siguiente dato de inventarios y los flujos hacia México dirán si esa divergencia se corrige o gana peso en el mercado.
