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La EIA prevé Henry Hub cercano a $4.30/MMBtu este invierno. México marcó récord de importaciones por gasoducto en mayo (7.5 Bcf/d), presionando costos eléctricos.
La señal de invierno llegó: la EIA ajustó su STEO de diciembre y anticipa un Henry Hub promedio casi en $4.30/MMBtu para la temporada noviembre–marzo, por clima más frío de lo previsto y mayor demanda de calefacción. El impulso estacional no sería eterno: hacia 2026, la agencia ve un promedio en torno a $4.00/MMBtu con producción al alza. Para México, cuyo parque eléctrico depende en gran medida de gas natural de EE.UU., la traducción es directa: costos de generación y contratos indexados con presión en los meses más fríos.
El cuadro se agrava por el volumen: según la EIA, México alcanzó un máximo histórico de 7.5 Bcf/d de importaciones por ducto desde EE.UU. en mayo de 2025 y promedió 6.6 Bcf/d en el primer semestre, confirmando la tendencia de dependencia creciente del mercado mexicano respecto al gas texano. En un contexto de centros de datos, nearshoring y demanda industrial, cada centavo en HH/Waha se multiplica en la factura eléctrica. En contratos con indexación variable y exposición a basis, la planeación de coberturas vuelve a ser un deporte de contacto.
Para comercializadores y grandes usuarios, el manual invernal incluye tres piezas. Primero, revisar cláusulas de tolerancia y bandas en PPAs y suministros calificados para evitar penalizaciones por desvíos de perfil. Segundo, evaluar coberturas con swaps/futuros o acuerdos Cap & Collar que limiten el upside de HH y el basis en Waha. Tercero, explorar respuesta a la demanda y BESS donde sea viable, para limar puntas horarias y reducir exposición a CMC elevados. La EIA también recuerda que el repunte es estacional y que la propia oferta estadounidense podría moderar precios tras el pico invernal, pero la curva 2026 sugiere niveles aún más altos que 2025.
El lado macro tampoco ayuda: más consumo eléctrico en EE.UU. por data centers y electrificación presiona combustibles y spreads. Aun cuando el gas pierda algo de participación relativa en generación con la expansión de renovables, seguirá marcando el precio marginal en muchas horas. Para México, el incremento de LNG norteamericano y proyectos de licuefacción en el Pacífico mexicano podrían, a mediano plazo, reconfigurar flujos y contratos; hoy, la realidad es que el gasoducto texano determina costos. La lección de 2021 quedó: el riesgo físico y de precio en invierno no es teórico.
Para 2026, el balance dependerá de la velocidad de nueva capacidad eléctrica local, de la ejecución de obras de transmisión y de cuánta energía limpia firme se agregue. Mientras tanto, el invierno 2025–2026 se leerá en dólares por MMBtu. Con HH pegando a $4.30 y México importando como nunca, los usuarios que se adelanten con contratos y gestión de demanda pagarán menos por la misma molécula
