Estados Unidos llega con colchón, pero no con exceso de gas
La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) reportó que el gas de trabajo en almacenamiento en los 48 estados continentales alcanzó 3,724 Bcf al 23 de octubre. La inyección semanal fue de 80 Bcf: el inventario quedó 38 Bcf, o 1%, por encima del promedio de cinco años, pero todavía 147 Bcf, o 3.8%, por debajo del nivel de un año antes.
Eso deja un colchón razonable para el inicio de la temporada de calefacción, no una garantía contra un invierno complicado. A principios de octubre, la propia EIA proyectaba 3,850 Bcf al cierre del mes, 2% arriba del promedio de cinco años. Esa previsión se elaboró antes del último dato semanal y depende de clima, producción y demanda; por eso sirve como referencia, no como cifra ya alcanzada.
El soporte de oferta también viene de la producción. En julio, último mes disponible en el Natural Gas Monthly, la producción seca de Estados Unidos marcó un récord de 113.71 Bcf diarios. Al mismo tiempo, las exportaciones de GNL fueron de 16.74 Bcf diarios. Para el mercado, la clave está en ese equilibrio: más producción facilita las inyecciones, pero las exportaciones y un invierno más frío pueden acelerar la salida de gas.
La geografía del almacenamiento cambia la lectura para México
El dato nacional esconde diferencias importantes. En la semana terminada el 23 de octubre, la EIA registró aumentos de 13 Bcf en el Este, 23 Bcf en el Medio Oeste, 1 Bcf en Mountain y ningún cambio en Pacific. South Central añadió 43 Bcf y cerró con 1,168 Bcf almacenados. Dentro de esa región, las instalaciones de sal sumaron 23 Bcf y las no salinas 19 Bcf; la EIA advierte que los componentes pueden no cuadrar exactamente por redondeo independiente.
Para México, South Central merece más atención que el total nacional. La región incluye Texas y Louisiana, además de Alabama, Arkansas, Kansas, Mississippi y Oklahoma. Y aunque tuvo la mayor inyección semanal, sus 1,168 Bcf seguían 2.3% por debajo de su promedio de cinco años y 8.6% debajo del nivel de un año antes. Un inventario nacional cómodo puede coexistir, por tanto, con una posición regional menos holgada en la zona más conectada con los grandes flujos del Golfo y Texas.
Ese matiz importa porque el precio físico no depende únicamente de Henry Hub. También pesan la disponibilidad regional, los diferenciales entre hubs, la capacidad de transporte y las condiciones de cada ducto. Una ola de frío concentrada en Texas o la costa del Golfo puede modificar esos equilibrios aunque el agregado estadounidense siga pareciendo suficiente.
México sigue muy conectado al gas estadounidense por ducto
La dependencia física es elevada. Los últimos datos mensuales disponibles de la EIA muestran que Estados Unidos exportó por ducto a México 227,569 millones de pies cúbicos en julio de 2026, equivalente a unos 7.34 Bcf diarios. En 2024, los flujos entraban por cuatro corredores principales —sur de Texas, oeste de Texas, Arizona y California—, con una capacidad combinada cercana a 14.8 Bcf diarios. Los dos corredores texanos concentraron 91% de las exportaciones por ducto de ese año.
La conexión no es solo comercial. La EIA estimó que el consumo mexicano de gas natural alcanzó 8.6 Bcf diarios en 2024 y señaló que el crecimiento se concentró principalmente en el sector eléctrico. Eso ayuda a explicar por qué un cambio en disponibilidad, precio o transporte al otro lado de la frontera puede trasladarse a la lectura energética de México, aunque el efecto final dependa de contratos, tarifas, ubicación y demanda local.
También entra el tipo de cambio. Las referencias estadounidenses y los datos de exportación se expresan en dólares, de modo que el USD/MXN puede amplificar o amortiguar el costo convertido a pesos. No es una relación mecánica: el precio entregado en México también incorpora referencias regionales y transporte. Para un lector mexicano, mirar solo Henry Hub deja fuera una parte de la ecuación.
El contrato de diciembre ya es la referencia: qué vigilar ahora
El futuro de noviembre de Henry Hub dejó de negociarse el 28 de octubre conforme a la regla de CME Group que fija el último día de negociación tres días hábiles antes del inicio del mes de entrega. La referencia frontal pasó así a diciembre de 2026, NGZ26. Conviene no confundir ese futuro de NYMEX con el gas físico entregado en México ni con un CFD ofrecido por un intermediario.
Para quien sigue o negocia gas natural desde México, el instrumento importa tanto como el precio. Un futuro incorpora vencimiento, margen y riesgo de apalancamiento; un CFD puede añadir spread, swap y condiciones propias del broker. Para ampliar esa diferencia, FinanMercado cuenta con su comparativa para operar materias primas y con una referencia específica sobre brokers para operar futuros. Son recursos de comparación, no señales de entrada.
Ahora el mercado tiene varias referencias claras: el próximo reporte semanal de almacenamiento de la EIA, previsto para el 5 de noviembre, el pronóstico de temperaturas, la producción, la demanda de GNL y los flujos hacia México. Para el lector mexicano, la clave no está solo en los 3,724 Bcf, sino en si South Central mantiene margen suficiente cuando comiencen las retiradas de invierno y si los ductos fronterizos siguen moviendo gas sin tensiones.
