El rally no venía de escasez, sino de una demanda más exigente
El contrato de octubre en NYMEX avanzó 1.6% el lunes y marcó su mayor cierre desde el 10 de julio. Pero la reacción ya mostró su fragilidad: este martes, alrededor del mediodía en Estados Unidos, el mismo futuro retrocedía 2.4% a 2.863 dólares por MMBtu. Es decir, el mercado está premiando señales de demanda, pero todavía no está tratando al gas como un activo escaso.
Una de esas señales viene del gas natural licuado (LNG). La EIA informó este 1 de septiembre que las exportaciones estadounidenses promediaron 17.4 Bcf/d en la primera mitad de 2026, 23% más que un año antes. Además, Cheniere dio por sustancialmente terminada el 28 de agosto la ampliación Stage 3 de Corpus Christi; la compañía sitúa ahora su capacidad combinada de producción de LNG en aproximadamente 56 millones de toneladas anuales. Más capacidad exportadora implica más demanda potencial sobre el gas estadounidense.
El clima completa la explicación. El Climate Prediction Center de NOAA mantiene temperaturas por encima de lo normal en buena parte de Estados Unidos al este de las Rocosas entre el 6 y el 14 de septiembre, incluido Texas. Eso puede sostener el consumo eléctrico para aire acondicionado, aunque el retroceso de este martes —con previsiones algo más frescas vinculadas a la tormenta tropical Edouard y al menor consumo alrededor de Labor Day— recuerda lo rápido que puede cambiar esta lectura.
Producción, ductos y almacenamiento mantienen el freno
La contradicción está en la oferta. Datos de LSEG recogidos en la cobertura de Reuters sitúan la producción de los 48 estados continentales en 111.5 Bcf/d durante agosto, por encima del récord de 110.7 Bcf/d de julio. Con una métrica distinta —producción comercializada—, la EIA también proyecta un récord anual en 2026 de 122.5 Bcf/d. El mercado, por tanto, no está subiendo porque falte gas en el subsuelo.
Los inventarios tampoco apuntan a una escasez inmediata. Para la semana terminada el 21 de agosto, la EIA reportó 3,184 Bcf almacenados, 15 Bcf más que la semana anterior. El volumen estaba 167 Bcf, o 5.5%, por encima del promedio de cinco años, aunque 30 Bcf por debajo de un año antes. Hay un matiz: la región South Central, que incluye Texas y otros estados del Golfo, registró una retirada neta de 19 Bcf mientras el total nacional seguía aumentando.
Los ductos son la otra pieza. Energy Transfer comunicó en agosto que Hugh Brinson ya estaba en servicio comercial y esperaba que pudiera mover la capacidad completa de la fase I, 1.5 Bcf/d, para el 1 de septiembre. Sin embargo, la página del propio proyecto todavía mostraba un calendario más conservador hacia finales de 2026. La lectura prudente es que más capacidad desde Waha y el Permian puede aliviar cuellos de botella, pero el flujo completo de 1.5 Bcf/d no debe darse por confirmado todavía.
La lectura para México pasa por importaciones y USD/MXN
México está directamente conectado a este balance. La EIA reportó que Estados Unidos exportó por ducto 228,693 millones de pies cúbicos de gas a México en junio, equivalente a unos 7.6 Bcf/d. La propia agencia espera que la demanda mexicana siga creciendo por nuevas centrales eléctricas a gas y por Energia Costa Azul, abastecida desde el Permian y que despachó su primer cargamento de LNG el 8 de julio.
Eso no significa que un movimiento de Henry Hub se traslade uno a uno al costo del gas o de la electricidad en México. Intervienen el punto de referencia del contrato, el basis regional, el transporte, la capacidad de los ductos y el tipo de cambio. Para un comprador mexicano, además, el USD/MXN puede amplificar o compensar parte del movimiento cuando los compromisos energéticos están denominados en dólares. Aquí, dólar y tasas no son el motor inmediato del Henry Hub, pero el tipo de cambio sí importa al traducir precios estadounidenses a pesos.
Para quien sigue este mercado desde una plataforma, también conviene distinguir instrumentos. Los 2.935 dólares corresponden al futuro de octubre de Henry Hub en NYMEX, no al precio físico del gas en México ni a un CFD. Para profundizar en las vías de acceso al mercado está la guía de mejores brokers para operar materias primas. Si la exposición se hace mediante futuros o CFDs, margen, apalancamiento, spread y costes de mantener posiciones pueden cambiar por completo el riesgo.
Qué debe vigilar ahora un trader mexicano
El siguiente dato duro llega el jueves 3 de septiembre con el informe semanal de almacenamiento de la EIA. El mercado también seguirá la persistencia del calor, los flujos hacia plantas de LNG y cualquier confirmación sobre la capacidad efectiva de los nuevos ductos en Texas. Si calor y exportaciones mantienen ajustadas las inyecciones, la producción récord puede pesar menos; si la demanda cede, la abundancia de oferta vuelve a ganar protagonismo.
Hay otra referencia que invita a no exagerar el máximo del lunes. La cobertura de Reuters situó la prima del futuro de noviembre sobre octubre alrededor de 13 centavos por MMBtu, un mínimo récord, una estructura compatible con un mercado que no muestra una preocupación fuerte por el abastecimiento invernal. Para México, el punto clave no es perseguir un movimiento de corto plazo, sino comprobar si LNG, clima y almacenamiento consiguen mantener una tensión física suficiente frente a una producción que sigue en máximos.
