Menor producción diaria y más LNG aprietan el balance de corto plazo
Reuters registró durante la sesión un avance de 1.8% en el contrato de octubre del NYMEX, hasta 2.883 dólares por millón de BTU. El movimiento no respondió a una caída estructural de la oferta: LSEG estimó que la producción media de los 48 estados continentales alcanzó 113.4 Bcf/d en septiembre, por encima del récord mensual de agosto. Lo que cambió fue el dato diario, que apuntaba a 112.8 Bcf/d, mínimo de dos semanas.
Al mismo tiempo, el gas enviado a las nueve grandes plantas estadounidenses de exportación de LNG —gas natural licuado— promedió 18.3 Bcf/d en septiembre, frente a 17.2 Bcf/d en agosto. Reuters también señaló que el flujo diario de alimentación a esas instalaciones se encaminaba a un máximo de 20 semanas. Menos oferta diaria y más demanda para LNG pueden tensar el balance, aunque la producción mensual siga siendo elevada.
El clima completa la lectura. Las previsiones citadas por Reuters apuntaban a temperaturas mayormente superiores a lo normal hasta el 29 de septiembre, aunque con menos calor de lo previsto anteriormente. En gas natural, unos cuantos cambios en los modelos meteorológicos pueden modificar rápido las expectativas de consumo eléctrico y, con ellas, el precio.
Los inventarios siguen altos y limitan una lectura demasiado alcista
El último dato oficial de la EIA deja claro por qué conviene mirar más allá del repunte. Al 4 de septiembre, Estados Unidos tenía 3,254 Bcf de gas de trabajo almacenado, 40 Bcf más que la semana anterior y 148 Bcf por encima del promedio de cinco años. Eso supone un excedente de 4.8%, aunque las existencias estaban 79 Bcf por debajo del nivel de un año antes.
La propia EIA mantiene una lectura de oferta relativamente holgada para el otoño. En su Short-Term Energy Outlook de septiembre prevé que las existencias lleguen a 3,969 Bcf al 31 de octubre, alrededor de 5% por encima del promedio de los cinco años previos. También espera que la producción estadounidense continúe creciendo, con Permian y Haynesville aportando buena parte del incremento.
Por eso, la subida de corto plazo no basta para hablar de una tendencia nueva. El siguiente informe semanal de inventarios de la EIA está previsto para el 17 de septiembre. Si las inyecciones vuelven a sorprender al alza o el clima pierde calor, el argumento de abundancia de oferta puede recuperar peso rápidamente.
Para México, Henry Hub importa por los ductos y por el LNG del Pacífico
La conexión con México es física y relevante. La EIA reportó que Estados Unidos exportó 228,693 millones de pies cúbicos de gas por ducto a México en junio de 2026, equivalente a cerca de 7.6 Bcf/d. Además, Energía Costa Azul, en Baja California, envió su primer cargamento de LNG el 8 de julio y utiliza gas de origen estadounidense; su primera fase tiene 0.4 Bcf/d de capacidad nominal de exportación.
Eso hace que los flujos transfronterizos sean una referencia importante para el mercado mexicano. Henry Hub no es el precio final que paga cualquier consumidor en México: entre el benchmark estadounidense y el costo local intervienen el punto de entrega, transporte, condiciones contractuales y, cuando el costo está denominado en dólares, el tipo de cambio.
En esta noticia, la Fed y las tasas no son el catalizador principal. El movimiento viene sobre todo de variables físicas: producción, LNG, almacenamiento y clima. Aun así, el dólar importa para un lector mexicano porque los futuros de NYMEX se cotizan en dólares y están vinculados a la entrega en Henry Hub. Conviene separar el movimiento del gas de la posible traducción a pesos vía USD/MXN.
Qué deben vigilar ahora los traders en México
La primera referencia es el próximo dato de inventarios de la EIA. Después vienen la producción diaria, el gas que entra a plantas de LNG y los flujos por ducto hacia México. Reuters también informó que Cove Point, una instalación de exportación con capacidad de 0.8 Bcf/d, planea iniciar alrededor del 19 de septiembre un mantenimiento anual de unas dos semanas, un factor capaz de reducir temporalmente la demanda de gas para licuefacción.
Para quienes siguen el activo desde un broker, conviene distinguir el futuro de NYMEX de otros productos que replican su precio. Operar un futuro no es lo mismo que usar un CFD: cambian el contrato, margen, spreads, swaps y el riesgo de apalancamiento. FinanMercado ofrece referencias para comparar brokers de materias primas, brokers para operar futuros y brokers para CFDs sin asumir que un instrumento es adecuado para todos.
La lectura para México es concreta: el dato importante no es solo que el gas haya subido, sino si la menor producción diaria y la mayor demanda de LNG consiguen reducir el colchón de inventarios. Mientras esa confirmación no llegue, Henry Hub, los ductos, el clima y el reporte semanal de la EIA son las referencias capaces de cambiar el escenario.
