El inventario nacional da tranquilidad, pero el detalle regional cambia la lectura
La EIA informó el 13 de agosto que el gas de trabajo almacenado en los 48 estados contiguos llegó a 3,153 Bcf. El nivel quedó 25 Bcf, o 0.8%, por debajo del mismo momento de 2025, pero se mantuvo 198 Bcf, o 6.7%, por encima del promedio de cinco años. Además, el total continúa dentro del rango histórico de los últimos cinco años.
La foto cambia al bajar al Sur Central. Esa región terminó con 1,093 Bcf, apenas 3 Bcf más que la semana previa. Dentro del mismo bloque, las instalaciones no salinas inyectaron 9 Bcf, mientras que las cavernas salinas retiraron 6 Bcf. Aun después de ese retiro, el almacenamiento en cavernas salinas estaba 10% por encima de su promedio de cinco años, por lo que el movimiento no equivale por sí mismo a una señal de escasez.
Ese matiz importa porque las cavernas salinas son la parte más flexible del sistema. La propia EIA explica que pueden inyectar o retirar gas con mucha más rapidez que los campos agotados o los acuíferos y que buena parte de esta capacidad se concentra en el Sur Central y la zona del Golfo. Por eso, una retirada semanal puede reflejar necesidades de balance de corto plazo sin demostrar un déficit estructural.
Henry Hub cayó con el reporte y vuelve a rondar los 2.75 dólares
El mercado reaccionó con presión bajista después del dato. El futuro de gas natural Henry Hub para septiembre en NYMEX cerró el jueves en 2.727 dólares por MMBtu, un descenso de 2.7%. En las primeras horas del viernes 14 de agosto, la cotización retrasada de CME rondaba 2.75-2.76 dólares por MMBtu. Conviene distinguirlo: hablamos del contrato de futuros de septiembre, no del precio físico que paga un consumidor en México.
El contexto de fondo sigue apuntando a una oferta estadounidense abundante. En su Short-Term Energy Outlook de agosto, la EIA redujo su previsión del precio spot de Henry Hub para el tercer trimestre a 2.87 dólares por MMBtu, 50 centavos menos que en el pronóstico anterior. El organismo atribuyó el ajuste a una menor demanda de gas para terminales de LNG y a una producción estadounidense en niveles récord.
Eso no elimina la volatilidad. La EIA proyecta que los inventarios terminen octubre en 3,985 Bcf, 5% por encima del promedio de cinco años, pero el precio puede reaccionar con rapidez si cambian el calor, la demanda eléctrica, la producción o los flujos hacia las terminales de LNG. En gas natural, una reacción semanal fuerte no confirma por sí sola una tendencia.
Por qué el Sur Central tiene una lectura especial para México
Para México, el interés no está en tomar el dato estadounidense y convertirlo automáticamente en una previsión de precios locales. Está en que el Sur Central concentra producción, almacenamiento y buena parte de la infraestructura de LNG del Golfo, dentro de un sistema físico también conectado con las exportaciones por ducto hacia México.
La última cifra mensual disponible en la tabla oficial de la EIA muestra que Estados Unidos exportó por ducto a México alrededor de 224.2 Bcf durante mayo, equivalentes a unos 7.23 Bcf diarios en promedio. La EIA también señala que los envíos hacia México han aumentado con la entrada de nueva generación eléctrica a gas y con el desarrollo de Energia Costa Azul en el Pacífico mexicano.
También entra el tipo de cambio. Henry Hub se cotiza en dólares por MMBtu, de modo que el USD/MXN puede amplificar o amortiguar en pesos parte de un movimiento cuando la exposición o el costo está denominado en dólares. Las tasas de la Fed y Banxico entran de forma más indirecta, principalmente a través del dólar y el peso. Para costos energéticos o inflación en México, además, importan bases regionales, transporte, contratos y coberturas: un solo reporte de inventarios no permite anticipar por sí mismo un cambio inflacionario.
Qué debe vigilar ahora un trader mexicano de gas natural
La siguiente referencia será el reporte de almacenamiento de la EIA del 20 de agosto. Más que mirar únicamente el total nacional, conviene observar si el Sur Central vuelve a registrar una inyección débil, si las cavernas salinas continúan retirando gas y cómo evolucionan el clima, la demanda eléctrica, la producción, el feedgas de LNG y los flujos hacia México.
Para quien siga este mercado desde una plataforma, el instrumento también importa. Operar un futuro de Henry Hub no es lo mismo que usar un CFD ni que tener exposición física al gas. Como referencia, FinanMercado cuenta con una comparativa de brokers para operar materias primas y otra de brokers para operar con CFDs. En productos derivados conviene revisar spread, financiación o swap, margen, apalancamiento, rollover, regulación y disponibilidad para usuarios en México.
La lectura para México es doble: Estados Unidos conserva un colchón amplio frente a su promedio reciente, pero el Sur Central mostró una dinámica semanal bastante menos holgada que el agregado nacional. El punto clave será comprobar si esa divergencia se repite. Mientras no ocurra, merece seguimiento como señal del balance regional, no como señal de compra o venta.
