5 horas atrás
Disposiciones legales
Futuros de gas en EE. UU. suben ~1% por flujos LNG casi récord y mayor demanda prevista. Estimamos el traspaso a costo por MWh en el MEM, exposición regional y estrategias de cobertura (swap, collar, call spread) para blindar Q4.
Los futuros de gas natural en EE. UU. repuntaron alrededor de 1% impulsados por flujos casi récord a plantas de LNG y una demanda prevista al alza esta semana. La señal es clara: exportaciones sosteniendo el piso de precios, clima más fresco sumando carga y un balance semanal más apretado de lo que parecía el viernes. Para México, donde el ciclo combinado domina el despacho, el movimiento vuelve a poner bajo la lupa el costo marginal importado y la necesidad de coberturas tácticas para Q4.
Futuros HH (prompt/strip corto): avance intradía cercano al 1% con el contrato de noviembre sosteniéndose en la franja media de $3.4–$3.5/MMBtu y un 12-meses por debajo de $4/MMBtu.
LNG feedgas: entregas ~16.0–16.2 Bcf/d, muy cerca de los máximos de 2025, con salidas fuertes hacia Europa y Asia; Plaquemines sigue sumando y el Golfo opera sin mermas relevantes.
Balance semanal: traders atentos a almacenamiento (build moderado) y a si el clima temprano de otoño retrasa o no el giro calefacción.
(Datos de paneles en tiempo real y reportes técnicos de hoy.)
Sensibilidad básica: cada +1% en HH (~+$0.035/MMBtu, tomando $3.50 como referencia) implica +0.035 × 7.2 ≈ +0.25 USD/MWh en un CCGT típico (7,200 Btu/kWh). Al tipo de cambio de mercado, es del orden de +4–5 MXN/MWh.
Ajustes reales: el costo efectivo incorpora base (Waha/Agua Dulce vs. HH), transportes (STT, Wahalajara, Ojinaga, etc.), fuel imbalance y retención/mermas. En jornadas como ésta, la base suele comprimirse si sube el feedgas y se aprietan nominaciones.
Exposición por región:
Noreste (STT, Reynosa, Monterrey): más sensible en horas punta por cargas industriales y data centers; beneficios si hay holgura en 400 kV para importar potencia.
Occidente (Wahalajara/El Castillo): impacto vía Waha + tarifas; cuando el ducto opera al tope, los spreads locales se amplifican en picos.
Centro-Bajío: efecto mixto; CFE amortigua parte del alza con mezcla de contratos, pero la señal marginal se traslada al MEM en horas de gas intensivo.
Regla rápida para presupuestos MEM (Q4):
Con HR 7.2 y TC ~18, +0.05 USD/MMBtu ⇒ +6.5 MXN/MWh aprox.
Swap fijo HH/Waha (Nov–Ene): fija precio de molécula; útil para CCGT expuesto 24/7. Considerar tenor 1×3 meses con revisión a mediados de noviembre según storage y feedgas.
Collar (comprar put/vender call): limita techo con menor prima; ideal para grandes industrias con carga estable y tolerancia a banda. Ojo con el riesgo de base si tu liquidación real se ancla a Waha/Agua Dulce y el derivado al HH.
Call spread (techo escalonado): protege contra spikes (frentes fríos + paros en LNG) sin pagar la prima de una call desnuda. Rango típico $3.75–$4.50 para Q4.
BTM/mixtas: contratos físicos indexados + overlay financiero (delta-hedge) para suavizar variaciones horarias del MEM.
Checklist de implementación: índice de liquidación (HH vs. Waha), base histórica por nodo, curvas de transportes, cláusulas de desequilibrio y calendario de mantenimientos LNG/ductos.
Clima: primer cold shot amplio en L48 que active heating degree days.
Nominaciones a gasoductos hacia LNG y a la frontera México–EE. UU.
Mantenimiento LNG (Cove Point estacional, ajustes en Cameron/Freeport) y rampas en Plaquemines.
Reportes de almacenamiento y revisiones de demanda power burn.
Base Waha/Agua Dulce y congestión en corredores al Noreste/Occidente.
FX MXN/USD: correlación táctica en costo final por MWh.
Gas-Power Tracker: Si tu P&L depende de margen por MWh en Q4, activa monitoreo diario de HH/Waha, feedgas LNG y base a tu nodo. En AI Regula Solutions publicaremos un tracker gas-power con bandas de cobertura recomendadas por región y tensión.
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