Publicado el: 2026-09-01
Actualizado el: 2026-09-01
Los futuros de gas natural de EE. UU. para octubre cerraron el lunes en 2,935 $/MMBtu, con un alza del 1,6%, lo que sitúa los 3 $ al alcance de la mano, incluso con la producción estadounidense en niveles récord.
El clima cálido de principios de septiembre y el suministro de gas natural licuado (GNL) cercano a los 19,4 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) están impulsando la demanda, después de que la última ampliación de las reservas resultara más ajustada de lo esperado. La EIA prevé que las reservas alcancen los 3.985 Bcf a finales de octubre, por lo que el cambio del calor del verano a la demanda otoñal será la prueba más difícil para los precios.
Los futuros del gas natural de octubre cerraron en 2,935 dólares/MMBtu, un 1,6% más , dejando los 3 dólares al alcance a pesar de la producción récord de Estados Unidos.
El suministro de gas natural licuado (GNL) alcanzó aproximadamente 19,4 mil millones de pies cúbicos diarios , mientras que se espera que el fuerte calor respalde la demanda de refrigeración durante aproximadamente una semana más.
La producción de gas seco en Estados Unidos alcanzó un récord de 112,33 mil millones de pies cúbicos diarios en junio , lo que deja poco margen para que la demanda de energía se debilite sin que se afloje el equilibrio.
La última capacidad de almacenamiento instalada fue de 15 mil millones de pies cúbicos (Bcf) , por debajo tanto del consenso del mercado de 21 Bcf como del promedio de los últimos cinco años, que ronda los 33 Bcf.
La EIA sigue esperando que para finales de octubre haya 3.985 mil millones de pies cúbicos almacenados , por lo que septiembre deberá cubrir una gran brecha entre las actuales inyecciones ajustadas y los aumentos más rápidos propios de la temporada intermedia.
La mayor demanda está impulsando esta última medida. Los pronósticos meteorológicos del mercado a finales de agosto anunciaban otros seis o siete días de intenso calor propio del final del verano, lo que prolongaría la demanda de aire acondicionado hasta principios de septiembre. Un mayor consumo de electricidad incrementa la quema de gas para la generación de energía y reduce la disponibilidad de gas para su almacenamiento.
Las exportaciones de GNL están generando un nuevo impulso a la demanda. El suministro de gas natural alcanzó aproximadamente 19,4 mil millones de pies cúbicos diarios el 31 de agosto, el nivel más alto en dos semanas. La EIA completó su informe de perspectivas para agosto el 6 de agosto, cuando las labores de mantenimiento en Freeport y otras instalaciones de GNL redujeron la demanda de gas natural.
El pronóstico meteorológico tiene un plazo definido. La actualización del 31 de agosto de la NOAA prevé temperaturas superiores a lo normal en septiembre en algunas zonas del centro y sur de Estados Unidos, con el calor más intenso a principios de mes concentrado en las Grandes Llanuras centrales. También indica una menor probabilidad de temperaturas frescas en algunas zonas del oeste y probabilidades similares en el resto del país, por lo que una primera semana calurosa no implica un mes entero excepcionalmente caluroso.
La demanda explica el avance hacia los 3 dólares. La producción récord explica por qué sigue siendo más difícil superar esa cifra de forma decisiva.
La producción de gas natural seco en Estados Unidos alcanzó los 112,33 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en junio , un 4,5% más que el año anterior y la tasa mensual más alta registrada en los datos de la EIA desde 1973. A finales de agosto, se estimaba que la producción en los 48 estados contiguos se mantenía cerca de los 112,4 Bcf/d.
Es posible que la oferta de la cuenca Pérmica responda lentamente a los bajos precios del gas, ya que gran parte de ella es gas asociado producido junto con el petróleo crudo. La EIA prevé que la producción de gas de la cuenca Pérmica alcance un promedio de aproximadamente 29,2 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2026 , un 6 % más que en 2025, mientras que se pronostica que la producción total de gas seco en Estados Unidos promediará 111,19 Bcf/d este año.
Con una producción cercana a niveles récord, incluso una disminución moderada en el consumo de energía puede desequilibrar rápidamente la situación una vez que las temperaturas se normalicen.
La capacidad de transporte en la cuenca Pérmica se está volviendo menos restrictiva. Energy Transfer afirmó que su oleoducto Hugh Brinson ya estaba en servicio comercial y se esperaba que pudiera operar a su capacidad máxima de la Fase I, de aproximadamente 1.500 millones de pies cúbicos diarios, para el 1 de septiembre , sujeto al progreso de la puesta en marcha.
Se trata de capacidad de transporte, no de 1.500 millones de pies cúbicos diarios de nueva producción. El transporte adicional permite que más gas de la cuenca Pérmica llegue a los principales centros de comercialización de Texas y a los mercados conectados a medida que disminuye la demanda estival.
Las reservas de gas natural en Estados Unidos se situaron en 3.184 mil millones de pies cúbicos (Bcf) durante la semana que finalizó el 21 de agosto, lo que supone 167 Bcf por encima del promedio de los últimos cinco años . Si bien las reservas siguen siendo suficientes, la última variación semanal mostró un equilibrio más ajustado.
Solo 15 mil millones de pies cúbicos (Bcf) ingresaron a almacenamiento, por debajo del consenso del Wall Street Journal cercano a los 21 Bcf y el promedio acumulado de los últimos cinco años de aproximadamente 33 Bcf . La sorpresa fue positiva en dos sentidos: las inyecciones fueron estacionalmente pequeñas y más ajustadas de lo esperado.
Los inventarios del centro-sur también disminuyeron en 19 mil millones de pies cúbicos, mientras que el almacenamiento total en Estados Unidos aumentó. Los flujos recientes están reduciendo el superávit nacional, aunque el nivel general de existencias se mantiene alto.
La EIA prevé que los inventarios alcancen los 3.985 mil millones de pies cúbicos (Bcf) a finales de octubre , aproximadamente un 5% por encima del promedio de los últimos cinco años y el nivel más alto previo al invierno desde 2016. A partir de la última lectura de 3.184 Bcf, se requieren aproximadamente 801 Bcf de almacenamiento adicional.
Entre la lectura del 21 de agosto y finales de octubre, se producen aproximadamente diez períodos de inyección semanales, lo que implica un aumento promedio de unos 80 mil millones de pies cúbicos por semana. El último incremento de 15 mil millones de pies cúbicos está muy lejos de ese ritmo, pero no es necesario que se mantenga.
Septiembre y octubre son meses de transición, cuando la demanda de refrigeración suele disminuir antes de que comience la calefacción invernal. La verdadera incógnita reside en la rapidez con que las inyecciones de refrigerante pasan de los aumentos moderados de agosto a los incrementos mucho mayores previstos por la EIA.
La EIA prevé que el precio spot del Henry Hub promedie 2,87 $/MMBtu en el tercer trimestre y se mantenga por debajo de los 3 $ hasta noviembre. Los datos recientes sobre la recuperación del GNL, el calor y el almacenamiento a corto plazo ponen en entredicho esta tendencia a corto plazo, aunque sin llegar a revertirla.
El escenario alcista es temporal. El mercado podría contar con una o dos semanas más de fuerte apoyo debido al enfriamiento de finales de verano antes de que la transición a la temporada baja adquiera mayor importancia.
El calor no tiene por qué durar indefinidamente. Solo necesita mantener las inyecciones de almacenamiento por debajo de lo normal el tiempo suficiente para ajustar el equilibrio antes de que disminuya la demanda de refrigeración.
En resumen, el calor tiene que adelantarse al calendario. El pronóstico de la EIA del 9 de septiembre mostrará si la agencia todavía espera que las reservas se acerquen a los 4 billones de pies cúbicos antes del invierno.
El próximo Informe Semanal de Almacenamiento de Gas Natural de la EIA está programado para el 3 de septiembre y abarca la semana que finalizó el 28 de agosto. La cifra principal de inyección es importante, pero su comparación con las expectativas del mercado y el promedio estacional lo es aún más.
Otro incremento por debajo del consenso y de lo normal demostraría que la demanda de energía y las exportaciones de GNL aún absorben suficiente gas para contrarrestar la producción récord. Un incremento mayor reforzaría la previsión de inventarios de la EIA para finales de octubre.
Por lo tanto, los 3 dólares necesitan confirmación del balance físico, no solo de los pronósticos meteorológicos.
El calor aumenta el consumo de electricidad debido al mayor uso del aire acondicionado. Una mayor demanda de generación de energía a partir de gas puede reducir la cantidad de gas disponible para su almacenamiento.
El gas natural entra en una temporada de transición, ya que la demanda de refrigeración disminuye antes de que comience la demanda de calefacción invernal. Si la producción se mantiene alta, mayores volúmenes pueden almacenarse y presionar a la baja los precios.
Sí. Una fuerte demanda de refrigeración puede verse contrarrestada por una producción récord, una menor disponibilidad de gas natural licuado o inyecciones de almacenamiento más rápidas.
Los precios al contado de Henry Hub reflejan el gas físico para entrega a corto plazo en el yacimiento de referencia de Luisiana, mientras que los precios de los futuros fijan el precio del gas para entrega en un mes futuro específico. La cifra de 2,935 dólares que se muestra aquí corresponde al contrato de futuros de octubre de la NYMEX, mientras que la previsión de la EIA de 2,87 dólares es el precio medio al contado de Henry Hub para el tercer trimestre.
Los próximos datos de almacenamiento mostrarán si la demanda de septiembre sigue absorbiendo suficiente gas para contrarrestar la producción récord. Un nuevo aumento en la oferta mantendría intacta la reciente escasez, mientras que una mayor inyección indicaría que el aumento estacional de la oferta está empezando a compensarse.
Para que el gas natural se mantenga por encima de los 3 dólares, el calor de septiembre debe hacer algo más que aumentar temporalmente la demanda. Debe seguir reduciendo el excedente de almacenamiento antes de que el calendario devuelva la ventaja a la oferta récord.
