Perspectiva del Mercado de Gas Natural
15dic.
El mercado norteamericano de gas natural atraviesa un punto de inflexión marcado por una producción robusta, una demanda en ascenso y una creciente volatilidad climática.
- Producción y Oferta: En 2025 la producción continúa en expansión. La región de los Apalaches alcanzó niveles cercanos a los 37 Bcf/d, impulsada por la incorporación de nuevos pozos. La cuenca del Pérmico (Permian) también mantiene récords y sigue creciendo, apoyada por el dinamismo del mercado de GNL y las exportaciones hacia México.
- Almacenamiento: Los inventarios se ubican cerca de máximos históricos, con un superávit frente al promedio de cinco años. No obstante, el invierno pasado requirió retiros superiores a 2.0 Tcf, un escenario que podría repetirse y ejercer presión al alza sobre los precios.
- Factor Climático, La Niña: El fenómeno de La Niña, confirmado y persistente hasta febrero de 2026, aunque débil, favorece condiciones más frías y húmedas en el norte de EE. UU. Esto aumenta la probabilidad de vórtices polares y, con ello, una mayor demanda de calefacción y volatilidad de precios.
Perspectiva de cuencas productoras
Para 2026 y años posteriores, se prevé que el crecimiento del Permian continúe, pero a un ritmo más moderado. En contraste, Haynesville podría convertirse en la principal fuente incremental de producción, gracias a su ubicación estratégica y el desarrollo intensivo de gasoductos destinados a atender la creciente demanda de exportación de GNL.
Tendencia emergente: Data Centers
El consumo energético de los Data Centers se perfila como un factor disruptivo. Su mayor impacto será geográfico: Texas y el suroeste de EE. UU. están absorbiendo la capacidad que dejó Virginia. Se construyen campus de empresas como Meta y Vantage con capacidades que alcanzan o superan 1 GW, lo que exige triplicar la infraestructura de transmisión eléctrica y eleva la demanda de gas para generación.
Implicaciones para México
Aunque el gas natural es la columna vertebral energética de la industria química, su situación es crítica. Entre 70% y 75% de la demanda nacional en 2025 depende de importaciones, y la infraestructura actual ofrece un margen de seguridad mínima de 2.4 días de inventario, muy por debajo de la meta gubernamental de cinco días.
Análisis de precios: Henry Hub (HH) y Houston Ship Channel (HSC)
El Henry Hub se mantiene por encima de los $5.00 USD/MMBtu para los futuros de enero, impulsado por el invierno y la demanda de GNL. El Houston Ship Channel sigue de cerca este comportamiento, reflejando la demanda física de la industria y la actividad exportadora en la Costa del Golfo.
El HSC muestra una fuerte estacionalidad con precios que fluctúan entre $3.00 USD/MMBtu y picos superiores a $5.00 USD/MMBtu en los inviernos de 2026 y 2027. A partir de 2029–2030, los ciclos se estabilizan, sugiriendo que el mercado no anticipa cambios estructurales relevantes en el precio base.
El diferencial HSC–HH se mantiene prácticamente en cero, impulsado por una infraestructura robusta y alta liquidez, lo cual evita las penalidades por congestión que sí afectan al oeste de Texas. En términos prácticos, comprar gas en HSC costará prácticamente lo mismo que en HH.
El mercado norteamericano llega al invierno con buen nivel de abastecimiento; sin embargo, la demanda creciente de GNL y el auge de los Data Centers pueden presionar los precios en el mediano plazo. Para México, el desafío principal no es solo el costo, sino la seguridad energética, comprometida por limitaciones en infraestructura y una dependencia casi total del gas estadounidense, el cual enfrenta a su vez riesgos climáticos.
