Reporte Ejecutivo — Gas Natural
Equipo de Trading · NGI / EIA / US CPC
1 Opinión operativa de trading — Julio 2026
MANTENERSE
Postura neutral táctica · Futuro Ago-26 · Convicción: Media
Rango operativo
$2.85 – $3.10
Gatillo largo >$3.10 / corto <$2.80
Fundamentales de corto plazo se debilitaron: el futuro Ago-26 cerró en $2.897/MMBtu el 13-jul (primer cierre bajo $3.00 desde el 26-may), presionado por un almacenamiento que ya acumula +185 Bcf (6.6%) sobre el promedio de 5 años, producción cerca de récord (110.4–111.5 Bcf/d) y una demanda de LNG feedgas que retrocedió a 18.15 Bcf/d desde 18.99 Bcf/d por el paro no programado de Freeport. Este combo sugiere sesgo bajista de corto plazo. Sin embargo, la escalada bélica Irán–EE.UU. (ataques a buques en Hormuz, retórica de Trump sobre "tomar el control" del estrecho) introduce un riesgo geopolítico asimétrico al alza que impide tomar una posición corta agresiva. Recomendamos mantenerse al margen del prompt, mientras se acumulan coberturas de invierno de forma oportunista: la curva Dic-26/Ene-27 ($3.80/$4.26) sigue ofreciendo valor si el frente corto cede hacia $2.80–$2.85.
Entrada táctica
Evaluar largos solo si Ago-26 recupera y sostiene $3.10 (resistencia técnica); evaluar cortos solo con ruptura confirmada de $2.80 y ausencia de escalada en Medio Oriente.
Rutas Waha → México
Waha promedió $1.715 el 13-jul, +$0.745 d/d tras la expansión GCX (+570 MMcf/d). Basis Waha–HH: –$1.10. Exportaciones a México firmes; aprovechar fortaleza de Waha para fijar precio en compromisos de importación de agosto.
2 Índices de mercado
Henry Hub Spot
$2.810
▼ –$0.010 d/d
Futuro Ago-26
$2.897
▼ –4.3¢ · 1er cierre <$3.00 desde 26-may
Houston Ship Channel
$2.310
Basis HH: –$0.50
Waha — Permian
$1.715
▲ +$0.745 d/d (GCX)
Balance Verano (Ago-Oct)
$2.884
▼ –3.6¢ d/d
Invierno 26/27
$3.606
▲ +1.2¢ d/d
GDA vs. IF (Bal. Verano) — Julio 2026
| Punto | IF* | GDA** | Diferencia |
|---|---|---|---|
| Houston Ship Channel / Agua Dulce | $2.655 | $2.639 | –$0.016 |
| Waha | $0.860 | $1.306 | +$0.446 |
| Henry Hub | $2.884 | $3.134 | +$0.250 |
*IF = precio forward fijo Balance de Verano (ago-oct), NGI Forward Look al 13-jul · **GDA = promedio simple de precios spot diarios NGI, 1–13 jul
Curva forward Henry Hub (CME/NYMEX) — trade date 13-jul
Ago-26$2.897
Sep-26$2.861
Oct-26$2.893
Nov-26$3.116
Dic-26$3.802
Ene-27$4.260
Feb-27$3.840
3 Fundamentales de oferta y demanda
Producción Lower 48
110.4 Bcf/d
▲ +1 Bcf/d s/s · cerca de récord
Almacenamiento EIA
2,983 Bcf
+185 Bcf (6.6%) sobre prom. 5 años
Inyección semanal
+61 Bcf
Semana del 3-jul · próx. 44 Bcf est. (10-jul)
LNG Feedgas
18.15 Bcf/d
▼ desde 18.99 Bcf/d (paro Freeport)
Power Burn
50.3 Bcf/d
▼ desde 51.7 Bcf/d s/s
Importaciones Canadá
5.64 Bcf/d
▲ desde 5.47 Bcf/d
Almacenamiento — Inyecciones recientes (Bcf)
Inyección semanal
Prom. 5 años
+185 Bcf sobre promedio ↑
GNL — Terminales EE.UU. (13-jul-26)
| Terminal | Bcf/d | Estatus |
|---|---|---|
| Plaquemines, LA | ~4.0 | Full run |
| Sabine Pass, LA | ~3.9 | Recuperado |
| Cameron, LA | ~2.13 | En alza |
| Freeport, TX | ~1.1–1.2 | Mtto. hasta fin ago. |
| Golden Pass, TX | ~0.52 | Comisionando T2 |
| Total Feedgas Nacional | 18.15 | ▼ desde 18.99 |
Freeport en mantenimiento mayor (hasta fin de agosto), recorta ~0.74 Bcf/d vs. su línea base. Promedio de julio a la fecha: 18.35 Bcf/d. Potencial fin de año: 22 Bcf/d con Golden Pass T2/T3.
Exportaciones EE.UU. → México (Bcf/d)
~7.6
Texas (Sur + Oeste)
~0.5
Arizona
~0.6
California
8.69
Total (jul 1–2)
Junio cerró en récord histórico de 8.35 Bcf/d; el 17-jun se registró un máximo diario de 8.84 Bcf/d (Texas 7.73 Bcf, AZ+CA 1.11 Bcf). Julio inició aún más fuerte, con 8.69 Bcf/d en sus dos primeros días — impulsado por nuevas centrales de ciclo combinado y la nueva terminal de GNL Energía Costa Azul en Baja California.
4 Clima
CDD semana (10-jul)
▲14.5%
s/s, según NOAA
Temperatura Oeste/Interior
95–110°F
Cerca de récords históricos
Riesgo tropical (jul-ago)
Moderado
El Niño reduce nº de tormentas
Perspectiva térmica — Julio–Agosto 2026
Domo de calor en expansión: arranca en el Oeste/Interior con lecturas cercanas a récords (Denver, Salt Lake City), y se desplaza hacia el Medio Oeste y el Este durante la última quincena de julio, aunque con menor intensidad que la ola de principios de mes.
Viento débil: generación eólica ligera concurrente con el calor permite que el gas natural capture mayor participación en el despacho térmico (ERCOT con demanda pico cercana a 85,000 MW).
Huracanes — El Niño 2026: AccuWeather estima 70% de probabilidad de que El Niño se fortalezca a "Super El Niño", lo que típicamente reduce el número de tormentas nombradas en el Atlántico por mayor cizalladura vertical. Tormenta Tropical Arthur (impacto en Texas, ~$4–6 mil millones en daños) causó disrupciones mínimas al sector gasífero. NOAA actualizará su pronóstico a inicios de agosto, antes del pico climatológico de la temporada (mediados de agosto–octubre).
Vulnerabilidad estructural: pese a menos tormentas esperadas, el riesgo operativo en la Costa del Golfo (18.3 Bcf/d de capacidad de GNL) persiste por falta de capacidad de almacenamiento local ante un cierre prolongado de terminales.
5 Contexto de mercado
● Factores alcistas (bullish)
Escalada Irán–EE.UU.: ceasefire prácticamente colapsado; ataques a buques en el Estrecho de Hormuz (~20% del comercio global de crudo y GNL) y amenaza de Trump de "tomar control" del estrecho. Riesgo geopolítico al alza para el complejo energético global.
Producción Haynesville con fricciones: problemas de calidad de gas y mantenimiento han recortado receipts intraestatales hasta 1.5 Bcf/d por debajo de niveles recientes.
Data centers e IA: Wood Mackenzie proyecta +17 Bcf/d de demanda estructural para mediados de la próxima década; acuerdo EE.UU.–Japón ($550B) podría sumar 1 Bcf/d adicional de Haynesville vía Comstock para 2031.
Waha en franca recuperación: promedió $1.715 el 13-jul tras la expansión GCX (+570 MMcf/d); analistas ven a Waha acercándose a $3/MMBtu en 2027 conforme se resuelve la congestión del Pérmico.
● Factores bajistas (bearish)
Almacenamiento +185 Bcf (6.6%) sobre el promedio de 5 años, con superávit en expansión semana a semana — colchón de oferta que limita el potencial alcista de corto plazo.
Producción cerca de récord: 110.4–111.5 Bcf/d, apoyada por 18 unidades adicionales de rigs/frac spreads (el mayor incremento semanal combinado desde sept-2024).
LNG feedgas en retroceso: mantenimiento mayor no programado en Freeport (hasta fines de agosto, –0.74 Bcf/d vs. línea base) recorta el feedgas nacional a 18.15 Bcf/d desde 18.99 Bcf/d.
Renovables robustas: generación eólica subió ~53% s/s (+96% a/a) durante la semana del 3-jul, moderando el power burn pese al calor.