Petróleo: Brent, WTI y diésel llegan con más presión
El punto de partida es el STEO de agosto. La EIA proyectó para 2026 un Brent promedio de 87 dólares por barril y un WTI de 81 dólares, con producción estadounidense de crudo de 13.8 millones de barriles diarios. Para el diésel, estimó un precio minorista promedio de 4.85 dólares por galón; en su tabla de cambios también elevó el diésel mayorista de 3.10 a 3.37 dólares frente al pronóstico de julio.
El mercado, sin embargo, llegó a septiembre por encima de varias de esas referencias. En la última página diaria disponible de la EIA consultada, con cierre del 3 de septiembre, el WTI se ubicó en 92.55 dólares, el Brent en 100.52 dólares y el diésel bajo en azufre en Nueva York en 4.59 dólares por galón. No es una comparación uno a uno —unas cifras son precios diarios y otras promedios pronosticados—, pero sí aumenta el interés por saber si la EIA moverá sus supuestos de corto plazo.
Los inventarios son la otra pieza. En agosto, la agencia esperaba que las existencias comerciales de crudo se mantuvieran por debajo del mínimo del rango de cinco años hasta el cierre de 2026. El dato semanal más reciente disponible deja 424.46 millones de barriles de crudo comercial y 104.19 millones de barriles de destilados al 28 de agosto. El siguiente Weekly Petroleum Status Report está programado para el 10 de septiembre por el feriado federal del día 7, así que el STEO llegará antes que una nueva lectura semanal de inventarios.
Gas natural: producción alta, inventarios amplios y Henry Hub contenido
En gas natural, la fotografía de agosto era casi la opuesta: mucha oferta y almacenamiento elevado. La EIA calculó un Henry Hub promedio de 3.44 dólares por MMBtu en 2026 y de 2.87 dólares en el tercer trimestre. Para la producción de gas seco proyectó 111.19 Bcf/d este año, mientras que el almacenamiento al final de octubre alcanzaría 3,985 Bcf, el nivel más alto al inicio de la temporada de calefacción desde 2016.
Los datos publicados después del STEO de agosto refuerzan parte de esa lectura. La producción de gas seco de junio alcanzó 112.33 Bcf/d, el máximo mensual de la serie de la EIA desde 1973, y el almacenamiento de los 48 estados contiguos llegó a 3,214 Bcf al 28 de agosto. La pregunta para el informe de septiembre es si esa abundancia seguirá pesando más que el crecimiento de las exportaciones y la demanda eléctrica.
México entra por los ductos y Energía Costa Azul
Aquí está el vínculo más directo con México. El STEO de agosto estimó que las exportaciones totales de gas natural de Estados Unidos por ducto promediarían 9.6 Bcf/d en 2026 y 10.0 Bcf/d en 2027, frente a 9.5 Bcf/d en 2025. La EIA atribuyó parte del aumento a nuevas plantas de generación en México y al arranque de Energía Costa Azul LNG en Baja California. En junio, los envíos por ducto específicamente hacia México sumaron 228.693 Bcf, equivalentes a unos 7.62 Bcf/d.
Energía Costa Azul merece una revisión especial. La planta cargó su primer buque de LNG el 8 de julio y la EIA le asignó 0.4 Bcf/d de capacidad nominal de exportación. Pero el 27 de julio Sempra Infrastructure informó que extendía la fase de puesta en marcha tras detectar daños en compresores de refrigerante durante inspecciones programadas. La empresa pasó a esperar la terminación sustancial en el cuarto trimestre de 2026, sujeta al resultado de la investigación y los trabajos de reparación.
Eso convierte al STEO de septiembre en una prueba concreta: comprobar si la EIA mantiene, retrasa o modifica el efecto que esperaba de Energía Costa Azul sobre la demanda de gas estadounidense y los flujos por ducto. Para México, esa revisión importa por el costo de la energía y por el volumen de gas que cruza la frontera. El impacto en pesos tampoco depende solo de Henry Hub: el USD/MXN puede amplificar o amortiguar movimientos cotizados en dólares.
Qué debe vigilar el trader mexicano el 9 de septiembre
La clave no estará en un solo número. Conviene comparar la edición de septiembre contra la de agosto y mirar en conjunto Brent, WTI, diésel, producción de crudo, inventarios proyectados, Henry Hub, producción de gas, almacenamiento y exportaciones por ducto. Una revisión del petróleo puede cambiar la lectura sobre energía e inflación; en gas, una mayor oferta podría compensar parte de la presión derivada de exportaciones más fuertes.
También conviene separar el pronóstico económico del instrumento que se opera. El STEO trabaja con referencias y promedios de mercado; no equivale al precio de un contrato de futuros concreto ni a la cotización de un CFD. Quien siga estos activos desde una plataforma puede consultar la guía de brokers para operar materias primas y la comparativa de brokers para operar con CFDs, revisando siempre spread, swap, margen, apalancamiento y el subyacente exacto.
Para México, el dato diferencial será si la EIA sigue viendo a Energía Costa Azul y a la generación eléctrica mexicana como motores suficientes para elevar los flujos de gas por ducto mientras Estados Unidos mantiene producción y almacenamiento elevados. Esa combinación, más que una sola cifra de Henry Hub o Brent, dirá cuánto cambió realmente el mapa energético de corto plazo.
