Asia compra menos LNG porque el precio ya está frenando la demanda
Las importaciones asiáticas de LNG apuntan a 20.09 millones de toneladas en septiembre, según datos de Kpler citados por Reuters. De confirmarse, sería el volumen más bajo para un mes de septiembre desde 2018, cuando se registraron 19.88 millones. Frente a septiembre de 2025, la caída sería de alrededor de 9.8%.
El cambio no viene de una pérdida general de interés por el gas, sino de un problema de precio y disponibilidad. El LNG spot para el norte de Asia fue evaluado en 26 dólares por MMBtu en la semana al 11 de septiembre, 150% por encima de los 10.40 dólares de la semana al 27 de febrero. Al mismo tiempo, los envíos de Qatar se han reducido con fuerza por las restricciones en el Golfo, recortando la oferta flexible disponible para compradores spot.
China es uno de los focos de esa retirada: Kpler estima llegadas de 4.32 millones de toneladas en septiembre, frente a 5.32 millones un año antes. India y Bangladesh siguen tomando algunos cargamentos, pero el mensaje es más amplio: cuando el LNG se encarece demasiado, los compradores con alternativas reducen consumo, cambian de combustible o aplazan compras.
Europa recibe más cargamentos, pero el alivio tiene un costo
La menor compra asiática está abriendo espacio para Europa. Kpler estima importaciones europeas de LNG de 7.98 millones de toneladas en septiembre, desde 7.55 millones en agosto, y proyecta más de 10.5 millones para octubre y noviembre. El continente necesita esos cargamentos porque llega a la recta final de la temporada de inyección con inventarios bajos para la época.
Gas Infrastructure Europe situó el almacenamiento de la Unión Europea en 68.66% de capacidad al 16 de septiembre. Eso ayuda a entender por qué Europa sigue compitiendo por cargamentos: que Asia compre menos alivia la presión logística, pero no convierte automáticamente al gas en energía barata.
También conviene separar mercados. El LNG asiático a 26 dólares por MMBtu no es el mismo activo que el gas natural Henry Hub de Estados Unidos. La EIA situó el promedio spot semanal de Henry Hub en 2.79 dólares por MMBtu para la semana terminada el 11 de septiembre. Licuefacción, transporte marítimo, regasificación, capacidad exportadora y cuellos de botella pueden abrir diferencias enormes entre Asia, Europa y Norteamérica.
Para México, la clave pasa por Estados Unidos y por Baja California
El puente más importante para México no es pagar el precio asiático del LNG, sino la relación con el sistema gasista estadounidense. La EIA registró 228.7 mil millones de pies cúbicos de exportaciones por ducto de Estados Unidos a México en junio, equivalentes a unos 7.6 Bcf diarios. Por eso, la referencia estadounidense sigue siendo mucho más directa para el mercado mexicano que el precio spot del LNG en Asia.
Hay además un vínculo nuevo con el mercado mundial de LNG. Energía Costa Azul, en Baja California, envió su primer cargamento de exportación en julio; la EIA cifra su capacidad nominal inicial en 0.4 Bcf diarios y confirma que utiliza gas de origen estadounidense. TotalEnergies informó que el primer cargamento salió hacia Asia. La ubicación en el Pacífico convierte a México en un punto más visible dentro del arbitraje entre gas norteamericano y compradores asiáticos.
Eso no significa que los 26 dólares de Asia vayan a trasladarse automáticamente al precio del gas en México ni que impliquen, por sí solos, un nuevo choque de inflación energética. El canal sería indirecto: si las primas globales mantienen alta la demanda de exportación de Norteamérica, podrían endurecer el balance estadounidense y terminar influyendo en Henry Hub. Por ahora, la brecha entre ambos mercados muestra justamente que ese traslado no es mecánico.
Qué debe vigilar un trader mexicano antes de leer esto como una señal
El primer punto es saber qué precio se está mirando. Quien sigue “gas natural” desde una plataforma puede estar operando un futuro estadounidense o un CFD cuyo subyacente depende del producto y del broker, no LNG físico entregado en Asia. Antes de interpretar el titular como una señal, conviene revisar subyacente, vencimiento, spread, swap, margen y apalancamiento.
Quienes comparen plataformas para materias primas pueden revisar la guía de mejores brokers para operar materias primas de FinanMercado. Si el instrumento es un derivado, también conviene contrastar las condiciones de los brokers que ofrecen CFDs. Un CFD no equivale a comprar gas físico y puede añadir costes y riesgo de apalancamiento.
El dólar también entra en la lectura, aunque no sea el catalizador principal de esta noticia. Los principales precios de referencia se expresan en dólares, de modo que para un lector mexicano el USD/MXN puede amplificar o amortiguar el equivalente en pesos. Las tasas de la Fed o Banxico no explican el actual cuello de botella del LNG, pero sí pueden mover el tipo de cambio y modificar esa traducción local.
Para México, la referencia que realmente importa es si la tensión global empieza a filtrarse hacia Henry Hub y hacia los flujos de gas entre Estados Unidos y México. Hasta entonces, los 26 dólares de Asia describen sobre todo una tensión del mercado global de LNG y de su logística regional, no un precio doméstico mexicano. El mercado debe vigilar Europa, los flujos de Qatar, el invierno y la respuesta del gas estadounidense antes de sacar conclusiones.
