Waha y otros hubs mostraron picos por la tormenta invernal. México, dependiente del gas texano, enfrenta riesgo de encarecimiento transitorio en industria y electricidad si la ola ártica persiste.
El mercado de gas natural vivió una semana excepcional: los precios spot en hubs regionales de Estados Unidos, incluido Waha en la cuenca Pérmica, registraron picos inusuales al calor de la tormenta invernal “Fern”. Para México —que importa alrededor del 70% de su gas de EE. UU.— la pregunta inmediata es si ese shock se filtrará a contratos indexados (Henry Hub/Waha) y, con ello, a los costos de generación eléctrica y a la industria intensiva en gas durante las próximas semanas.
El salto no fue anecdótico. Reportes diarios de Natural Gas Intelligence documentaron que “hubs regionales superaron los 100 dólares” en momentos de estrés, reflejando restricciones climáticas y operativas en ductos y producción. Al mismo tiempo, los futuros de gas volvieron a repuntar tras una racha histórica, según análisis de MarketWatch, conforme la ola ártica presionó demanda y logística. Este “doble golpe” —spot desalineado y futuros al alza— suele generar una ventana de transmisión de volatilidad hacia contratos industriales y de generación eléctrica mexicanos, especialmente cuando la base Waha/Henry se abre de forma abrupta.
El operador de la red tejana, ERCOT, emitió un Weather Watch del 24 al 27 de enero, anticipando demanda elevada, posibilidad de hielo y reservas más ajustadas, aunque bajo condición operativa “normal”. Su reporte posterior del 28 de enero describe la gestión del episodio y las coordinaciones regulatorias y con emergencias para preservar el equilibrio del sistema. Para México, la lectura es clara: cuando Texas entra en modo invierno severo, la elasticidad del suministro transfronterizo se reduce y el precio se vuelve “nervioso”.
En este contexto, la exposición mexicana opera en dos planos. Primero, el eléctrico: más de la mitad de la generación en el país depende de gas, por lo que shocks de precio elevan costos marginales en el Mercado Eléctrico Mayorista y presionan a usuarios de alta demanda. Segundo, el industrial: acero, vidrio, alimentos, automotriz y papel son particularmente sensibles a cambios en la molécula y en el transporte (capacidad de ducto, nominaciones, restricciones temporales). Si la ola ártica se disipa rápido, el pico podría revertirse; si persiste o deriva en fallas de producción/compresión, la tensión puede prolongarse al arranque de febrero.
¿Qué mirar ahora?
En Industry & Energy te damos tres pistas: (1) la normalización del clima y los balances en Permian (si Waha vuelve a su patrón estacional), (2) las señales de flows hacia exportación de LNG —que compiten por gas— y (3) las comunicaciones operativas en Texas. Para contratos indexados en México, conviene revisar cláusulas de basis y triggers de extraordinario, así como coberturas de precio/volumen para amortiguar sorpresas. La historia de 2021 demostró que los eventos invernales, aunque breves, pueden tener cola larga en el flujo de caja si no existen seguros de precio y alternativas logísticas.
Hay un elemento de estabilidad: el lado eléctrico en México dispone de generación no dependiente de gas y, en episodios de estrés, suele priorizar combustibles alternos para preservar el sistema. Aun así, el pass-through hacia costos industriales es real cuando la base se abre y los futuros repuntan. La ruta de mitigación pasa por coberturas activas, diversificación de suministro y, sobre todo, por la construcción pendiente de almacenamiento estratégico de gas, un déficit estructural que vuelve a exhibirse cada invierno.
