La diferencia también exige mirar qué contrato se está siguiendo. En la mañana del 26 de octubre, el futuro de noviembre de Henry Hub cotizaba alrededor de 2.526 dólares por MMBtu, con una caída de 4.32%, y vence el 28 de octubre. El contrato de diciembre, con un interés abierto muy superior, rondaba 3.010 dólares y cedía 1.31%. Esa distancia entre vencimientos puede distorsionar una gráfica continua si el proveedor ya hizo el rollover.
Henry Hub baja con clima templado, producción recuperándose y almacenamiento cómodo
El principal freno para el gas estadounidense está en la demanda esperada. El Climate Prediction Center de NOAA proyecta temperaturas por encima de lo normal en buena parte del centro y este de Estados Unidos entre finales de octubre y la primera semana de noviembre. Un arranque más templado de la temporada de calefacción reduce, de momento, la urgencia por retirar gas de inventarios.
El almacenamiento tampoco muestra una escasez inmediata. La EIA reportó 3,644 Bcf de gas de trabajo al 16 de octubre, después de una inyección semanal de 77 Bcf. El nivel está 35 Bcf, o 1%, por encima del promedio de cinco años, aunque sigue 152 Bcf por debajo de hace un año. El siguiente informe se publica el 29 de octubre y será la referencia más cercana para saber si ese colchón se mantiene.
La oferta añade presión, pero no cuenta toda la historia. LSEG estimó una producción media de 111.6 Bcf/d en octubre, tras los récords de 113.3 Bcf/d de agosto y septiembre, y señaló que la producción diaria había vuelto a promediar cerca de 113.3 Bcf/d en la última semana. Al mismo tiempo, el gas de alimentación hacia las nueve principales plantas estadounidenses de GNL promedió 18.2 Bcf/d en octubre, una demanda elevada que puede volver a tensar el balance si el clima cambia.
Europa paga más por el gas y Asia también mantiene una prima elevada
En Europa, el movimiento va en sentido contrario. El contrato TTF neerlandés de referencia subía a 97.39 euros por MWh a las 08:56 GMT del lunes, su nivel más alto desde diciembre de 2022. El mercado está incorporando pronósticos más fríos, problemas en el suministro de GNL por el estrecho de Ormuz y menor disponibilidad noruega, justo cuando los inventarios europeos se encontraban al 74.62% de capacidad el 25 de octubre.
Asia tampoco está barata. S&P Global Platts valoró el JKM de diciembre en 30.761 dólares por MMBtu el 22 de octubre, también en máximos desde diciembre de 2022. Es una señal de que Europa no está compitiendo sola por cargamentos de GNL: la llegada del invierno en el hemisferio norte mantiene elevada la sensibilidad de los grandes mercados importadores a cualquier problema de oferta.
Conviene no mezclar referencias. Henry Hub, TTF y JKM pertenecen a mercados regionales distintos, con unidades, infraestructura y mecanismos de formación de precios diferentes. El GNL conecta las cuencas, pero licuar, transportar y regasificar gas tiene costes y restricciones. Por eso Europa puede encarecerse mientras el gas estadounidense cae.
Para México, Henry Hub importa más que el TTF, pero no explica todo el costo
La conexión mexicana pasa principalmente por Estados Unidos. El último dato mensual oficial disponible de la EIA muestra 227.6 Bcf de exportaciones estadounidenses por ducto hacia México durante julio, equivalentes a unos 7.34 Bcf/d en promedio. Esa escala hace que la evolución del mercado estadounidense sea mucho más relevante para México que una subida aislada del TTF europeo.
Eso no significa que el precio en México sea una copia de Henry Hub. El costo final depende también del hub utilizado como referencia y su diferencial regional, las tarifas de transporte y el tipo de cambio. Para un comprador que paga gas en dólares, un peso más débil puede compensar parte de una caída del gas estadounidense. Y si Europa o Asia pagan más por GNL, mayores exportaciones desde Estados Unidos pueden terminar retirando oferta del mercado doméstico y cambiar después la lectura de Henry Hub.
El efecto sobre inflación o electricidad tampoco es automático. Contratos, coberturas, tarifas y condiciones del sistema energético pueden amortiguar o retrasar el traslado. Para el trader mexicano, el punto importante es separar el catalizador estadounidense del ruido global: el repunte europeo importa, pero no debe leerse como una señal directa de que Henry Hub tiene que seguir el mismo camino.
El próximo dato puede cambiar rápido la lectura del mercado
La primera cita es el informe de almacenamiento de la EIA del 29 de octubre. Después, el mercado seguirá las actualizaciones de clima en Estados Unidos, la producción de gas seco, el feedgas hacia terminales de GNL y los flujos por ducto hacia México. Un giro más frío o una aceleración de exportaciones puede cambiar el balance; un clima templado persistente puede mantener la presión sobre los contratos estadounidenses.
También importa el instrumento. El futuro de noviembre está a dos días de vencer, mientras diciembre concentra mucho más interés abierto. Quien siga el activo desde una plataforma debe comprobar si ve un futuro concreto, un CFD o una serie continua. FinanMercado mantiene una comparativa de brokers para operar futuros y una guía de brokers para materias primas, pero el spread, el swap, el margen, el rollover y el apalancamiento dependen de cada instrumento y proveedor.
La fotografía de hoy es una divergencia, no una señal de trading. Para México, la referencia que merece más atención sigue siendo el gas estadounidense y su costo de llegada al país. Europa y Asia importan como presión global sobre el GNL, pero el siguiente movimiento dependerá de clima, inventarios, producción y exportaciones, no de una sola cotización.
