China baja en septiembre, pero el acumulado todavía crece
La Oficina Nacional de Estadísticas de China informó este 19 de octubre que la producción de gas natural de las empresas industriales incluidas en su estadística de mayor tamaño fue de 21,000 millones de metros cúbicos en septiembre, 1% menos que un año antes. La producción diaria promedió 700 millones de metros cúbicos. En los primeros nueve meses de 2026, sin embargo, la producción acumulada alcanzó 196,700 millones de metros cúbicos, todavía 0.9% por encima del mismo periodo de 2025.
El dato de septiembre sí supone un cambio frente a agosto. Ese mes, la producción había aumentado 0.8% interanual, hasta 21,400 millones de metros cúbicos. La señal, por tanto, es de enfriamiento en el último dato mensual, no de una contracción estructural ya confirmada.
Para el mercado del gas, esa diferencia importa. Una caída de un solo mes puede ganar relevancia si se repite y coincide con mayor demanda invernal o más importaciones, pero el acumulado anual todavía positivo obliga a evitar una lectura demasiado agresiva. China pesa en el balance global de gas y LNG, aunque su oferta doméstica no debe trasladarse de forma mecánica al Henry Hub estadounidense.
Estados Unidos tiene colchón, aunque el Sur Central cuenta otra historia
En Estados Unidos, el último informe semanal de la EIA situó el gas útil almacenado en 3,567 Bcf al cierre del 9 de octubre, después de una inyección semanal de 67 Bcf. El total estaba 45 Bcf, o 1.3%, por encima del promedio de cinco años, pero 143 Bcf por debajo del nivel de un año antes. Es un colchón moderado, no una señal de exceso uniforme en todo el país.
La región South Central —Sur Central— registró 1,097 Bcf, 3.1% por debajo de su promedio de cinco años. Al mismo tiempo, la producción estadounidense continúa fuerte: en julio, la producción seca marcó un récord mensual de 113.71 Bcf diarios. Ese mismo mes, las exportaciones de LNG alcanzaron 16.74 Bcf diarios, el mayor ritmo registrado para un mes de julio.
Ese equilibrio entre mucha oferta y una demanda exportadora creciente ayuda a explicar por qué los inventarios nacionales pueden verse cómodos sin borrar la volatilidad regional. El Henry Hub spot se situó en 3.22 dólares por MMBtu el 14 de octubre. Además, la EIA proyecta 3,850 Bcf almacenados al cierre de octubre, alrededor de 2% por encima del promedio de cinco años al comienzo de la temporada de calefacción.
Henry Hub no es el precio de México
México está fuertemente conectado al sistema gasista estadounidense, pero esa conexión no significa que cada movimiento del Henry Hub se replique uno a uno. La última cifra mensual oficial de la EIA muestra 227,569 millones de pies cúbicos exportados por ducto desde Estados Unidos hacia México en julio. Eso equivale a un promedio aproximado de 7.34 Bcf diarios durante el mes.
Para el mercado mexicano, el costo final también depende del punto de origen, el diferencial regional frente a Henry Hub, el transporte y la capacidad de los ductos, los contratos y la demanda local. Si la exposición se mide en pesos, el USD/MXN añade otra capa: una variación del tipo de cambio puede cambiar el resultado expresado en moneda mexicana aunque el gas en dólares se mueva poco. En esta noticia, sin embargo, el dólar y las tasas son factores secundarios; el foco está en inventarios, producción, exportaciones y clima.
También conviene distinguir el mercado físico del instrumento usado por un trader. El dato de 3.22 dólares corresponde a la referencia spot de Henry Hub, no a “todo el gas” ni a un CFD ofrecido por un broker. Quien siga el activo mediante derivados debe revisar subyacente, spread, swap o financiación, margen, apalancamiento y posible rollover. La comparativa de brokers para materias primas y la de brokers para operar con CFDs pueden servir para comparar instrumentos y condiciones, pero no sustituyen la revisión del contrato ni la gestión del riesgo.
Clima, LNG y la próxima EIA pueden cambiar la lectura
El clima sigue siendo la variable capaz de modificar más rápido este equilibrio. El pronóstico de 6 a 10 días publicado por el Climate Prediction Center de NOAA el 18 de octubre favorece temperaturas por encima de lo normal entre el 24 y el 28 de octubre en gran parte de las Grandes Llanuras, Texas, el Medio Oeste y varias zonas del interior del este de Estados Unidos. Ese patrón puede contener la demanda temprana de calefacción frente a un escenario de frío intenso, aunque los pronósticos pueden cambiar con rapidez.
El siguiente dato clave llegará el 22 de octubre, cuando la EIA publique su nueva actualización semanal de almacenamiento. Más que mirar solo el total nacional, conviene seguir el Sur Central, la trayectoria de la producción, la demanda de LNG y los flujos por ducto hacia México. Si el colchón nacional se mantiene pero el balance del Golfo se aprieta, el Henry Hub puede reaccionar de forma distinta a lo que sugiere el titular agregado.
La lectura para México es, por ahora, de vigilancia y no de señal. China acaba de mostrar una caída mensual en producción, mientras Estados Unidos llega a la recta final de la temporada de inyección con inventarios nacionales por encima de su promedio. Son dos señales distintas y, antes de convertirlas en una decisión de mercado, hay que comprobar si clima, exportaciones y almacenamiento regional confirman o deshacen esa divergencia.
