1 Opinión operativa de trading — Septiembre 2026
MANTENERSE
Sesgo neutral-bajista en prompt · compras tácticas para invierno · Convicción: Media
Rango operativo Sep-26 (USD/MMBtu)
$2.65 – $2.95
Gatillo compra invierno <$3.45 USD/MMBtu (strip 26/27)
La postura corporativa del equipo de Trading para septiembre 2026 es de mantenerse: no recomendamos fijar volúmenes agresivamente en índice ni tomar posiciones largas especulativas. El mercado sigue estructuralmente sobreabastecido: producción cerca de récord (112.1 Bcf/d) y storage con superávit de +198 Bcf (6.7%) sobre el promedio de 5 años, proyectado a cerrar octubre en el nivel pre-invierno más alto desde 2016. Septiembre es, además, un shoulder month por definición estacional, y AccuWeather pronostica un otoño más cálido de lo normal (El Niño fuerte) que retrasaría el arranque de la demanda de calefacción, favoreciendo más inyecciones antes del cierre de temporada. El contrapeso alcista real es la rampa de GNL (Golden Pass, Corpus Christi Tren 7) y el desvío global de demanda por el cierre del Estrecho de Ormuz, insuficiente por sí solo para revertir el balance de septiembre pero relevante hacia octubre-noviembre. El pico climatológico de huracanes (~10-sep) es el principal riesgo de cola al alza del mes.
Acción recomendada
Mantener exposición a índice (GDA) para consumo de septiembre; aprovechar retrocesos de precio ligados a sorpresas de storage o clima templado para iniciar coberturas escalonadas de invierno 2026/27 — el strip ya cedió de $3.56 USD/MMBtu a $3.43-3.52 USD/MMBtu en dos semanas.
Waha → México
Waha cotiza en positivo frente a Henry Hub desde julio ($2.175 USD/MMBtu el 12-ago) tras la expansión de Hugh Brinson Pipeline y Gulf Coast Express, que liberaron takeaway de la cuenca de Permian.
2 Índices de mercado
Henry Hub Spot (USD/MMBtu)
$2.760
▼ –$0.060 d/d (13-ago)
Futuro Sep-26 (USD/MMBtu)
$2.727
▼ –$0.077 tras inyección EIA
Houston Ship Channel (USD/MMBtu)
$2.40–2.50
Rango GDA jul., retroceso vs. picos >$2.70
Waha — Permian (USD/MMBtu)
$2.175
▲ Basis positivo desde jul. (Hugh Brinson/GCX)
Strip otoño Sep-Oct (USD/MMBtu)
$2.834
Sep $2.801 / Oct $2.867
Invierno 26/27 (USD/MMBtu)
$3.522
▼ desde $3.56 (2 sem.)
GDA vs. IF — Agosto 2026 (USD/MMBtu)
| Punto | IF* | GDA** | Diferencia |
|---|
| Henry Hub | $2.730 | $2.726 | –$0.004 |
| Waha | $1.690 | $2.034 | +$0.344 |
| Houston Ship Channel | $2.370 | $2.349 | –$0.021 |
*IF = precio fijo forward de agosto, NGI Forward Look · **GDA = promedio simple de precios spot diarios NGI durante agosto a la fecha
Curva forward Henry Hub (NGI Forward Look, USD/MMBtu) — trade date 13-ago
3 Fundamentales de oferta y demanda
Producción Lower 48
112.1 Bcf/d
Cerca de máximos de temporada
Almacenamiento EIA
3,153 Bcf
+198 Bcf (6.7%) sobre prom. 5 años
Inyección semanal
+36 Bcf
Semana al 7-ago
LNG Feedgas
18.07 Bcf/d
Prom. 7d · pico 18.44 (10-ago)
Power Burn
52.5 Bcf/d
▲ récord de temporada, pico 55.6
Demanda total L48
118.5 Bcf/d
7-day avg. (13-ago)
Almacenamiento — Inyecciones recientes (Bcf)
Inyección semanal
Prom. 5 años
+198 Bcf sobre promedio ↑
GNL — Terminales EE.UU. (13-ago-26)
| Terminal | Bcf/d | Estatus |
|---|
| Plaquemines, LA | 3.84 | Cerca de plena utilización |
| Sabine Pass, LA | 2.12 | En alza |
| Cameron, LA | 1.96 | Estable |
| Calcasieu Pass, LA | 1.67 | En alza |
| Corpus Christi, TX (incl. Tren 7) | 2.53 | Comisionando, +6.1% s/s |
| Freeport, TX | 1.27 | Turnaround hasta fin ago. |
| Golden Pass, TX | 0.33 | Comisionando Tren 1 |
| Subtotal terminales listadas | 13.72 | |
| Total Feedgas Nacional (7d avg.) | 18.07 | ▲ pico 18.44 (10-ago) |
Cifras por terminal a la fecha más reciente disponible (Plaquemines/Sabine Pass/Cameron/Calcasieu Pass y Freeport: ~23-24 jul; Corpus Christi: promedio 7 días al 3-ago; Golden Pass: nivel sostenido desde mediados de jul.). La diferencia entre el subtotal (13.72 Bcf/d) y el total nacional (18.07 Bcf/d) corresponde a Cove Point, Elba Island y otras terminales/rutas menores no desglosadas individualmente, además del desfase de fechas entre lecturas. Golden Pass camina revocando ~36% de sus nominaciones Timely desde el 30-jul por comisionamiento del Tren 1 (aún lejos de su capacidad plena de 790 MMcf/d). Corpus Christi Tren 7 avanza en rampa hacia el nameplate del proyecto Stage 3 (~1.3 Bcf/d).
Exportaciones EE.UU. → México (Bcf/d)
~0.50
Arizona + California (North Baja)
Total en récord ascendente: 8.45 Bcf/d el 13-ago (+0.7 Bcf/d d/d, +0.9 Bcf/d s/s, NGI Entropic Analytics). El corredor de Arizona/California (North Baja Pipeline hacia Gasoducto Rosarito, vía Ehrenberg) se reporta de forma combinada en las fuentes disponibles — rango reciente de 410-570 MMcf/d sobre una capacidad máxima de 972 MMcf/d; la cifra de Texas (Sur + Oeste) es el residual implícito del total. Importaciones a México en récord histórico desde julio, impulsadas por nuevas centrales de ciclo combinado y la rampa de la terminal de GNL Energía Costa Azul en Baja California.
La presidenta Sheinbaum reabrió el debate de fracking para reducir dependencia de gas estadounidense (70% del consumo nacional), sin efecto de corto plazo sobre septiembre. Pemex +11% de producción a/a en 2T, pero con flaring casi al doble por cuellos de botella de infraestructura.
4 Clima
Julio 2026 (NOAA)
Mes más cálido
En 132 años de registro
Power burn pico
55.6 Bcf/d
11-ago, récord de temporada
Pico huracanes
~10-sep
Pico climatológico Atlántico
Perspectiva térmica — Septiembre 2026
Otoño cálido (AccuWeather): transición lenta fuera del verano; septiembre con condiciones más cálidas de lo histórico en gran parte del país. Prolonga demanda de enfriamiento en el sur y retrasa el arranque de demanda de calefacción en el norte.
El Niño fuerte: señal dominante durante el otoño según AccuWeather; favorece un mes de hombro más suave y sostiene inyecciones a storage antes del cierre de temporada.
Huracanes: temporada 2026 con arranque lento (2 tormentas a mediados de agosto), pero septiembre coincide con el pico climatológico del Atlántico (~10-sep). Terminales de GNL y producción en la Costa del Golfo (Sabine Pass, Cameron, Calcasieu, Plaquemines, Golden Pass) permanecen expuestas — principal riesgo de cola al alza del mes.
El Niño internacional: riesgo de sequía en Colombia y norte de Brasil (mayor dependencia de gas como respaldo hidroeléctrico) y de disrupción en el Canal de Panamá — tránsito de GNL por el canal ya en máximo de 3 años en julio (81% con destino a Asia).
5 Contexto de mercado
● Factores alcistas (bullish)
Guerra Irán–Israel / Estrecho de Ormuz: cerrado desde febrero, con posturas "endurecidas" entre Washington y Teherán que frenan cualquier acuerdo. Recortó ~18 Mt de oferta global de GNL en 2T26 y desvía compradores de Asia/Europa hacia terminales de EE. UU.
Rampa de GNL: Corpus Christi Tren 7 y Golden Pass avanzan en comisionamiento; feedgas nacional recuperándose hacia 18 Bcf/d tras mantenimientos (Freeport).
Pico de huracanes (~10-sep): exposición de la Costa del Golfo (producción, feedgas de GNL y storage salino) es el principal riesgo de cola alcista del mes.
Demanda de data centers/IA: ERCOT congeló la cola de interconexión de 474 GW en espera de auditoría estatal; soporte estructural de mediano plazo pese a la fricción regulatoria de corto plazo.
● Factores bajistas (bearish)
Almacenamiento +198 Bcf (6.7%) sobre el promedio de 5 años, con proyección de cerrar octubre en el nivel pre-invierno más alto desde 2016 (3,985 Bcf, EIA STEO).
Producción récord: 112.1 Bcf/d actual.
Septiembre = mes de hombro: según NGI, el otoño más cálido de lo normal (El Niño) retrasa el arranque de la demanda de calefacción y favorece más inyecciones antes del cierre de temporada.
Basis Waha fortaleciéndose: nueva capacidad de transporte (Hugh Brinson, GCX) reduce el descuento estructural del Pérmico frente a Henry Hub — favorable para Waha, neutro/bajista para el diferencial de transporte hacia el Golfo.
