El comisionamiento de Golden Pass añade demanda de gas en la Costa del Golfo y puede mover bases Waha/Agua Dulce, clave para exportaciones a México.
Un metanero de QatarEnergy con ~174 mil m³ de GNL navega rumbo a Port Arthur para el “cool-down” de Golden Pass LNG, el nuevo tren exportador (18.1 Mt/año) que QatarEnergy y ExxonMobil prevén poner en marcha por etapas. La entrada de esta demanda adicional en la Costa del Golfo puede apretar el gas regional, mover bases en Waha/Agua Dulce y alterar precios de exportación por ducto hacia el norte y noreste de México.
México compra la mayor parte del gas que consume para generar electricidad e impulsar su industria. Cada vez que la Costa del Golfo suma una planta de licuefacción, el equilibrio local cambia: los buques extraen molécula del mismo “pool” que alimenta los gasoductos transfronterizos (NET México, Valley Crossing, Nueva Era, o el sistema Wahalajara). Si Golden Pass avanza en su fase de comisionamiento y posterior rampa comercial, el termómetro de los hubs texanos —Waha, Permian, Houston Ship Channel y Agua Dulce— puede recalibrarse al alza en días de cuellos de transmisión o frío.
No es un terminal marginal: Golden Pass apunta a 2.4 Bcf/d cuando sus tres trenes operen a régimen. Aunque la producción asociada del Permian sigue siendo alta, la ventana invernal suele tensar balances por mantenimiento de ductos, restricciones en Permian-Golfo y picos de calefacción. Un par de cargamentos de enfriamiento bastan para poner a tono tanques y criogénicos, pero, si la rampa de pruebas encadena nominaciones sostenidas, el “nuevo sorbedor” de gas empezará a competir por cada molécula disponible.
Para la CFE y los grandes usuarios industriales conectados a la frontera, el foco inmediato está en las bases: si Waha se cierra respecto a Henry Hub menos de lo habitual —o incluso se fortalece en eventos de congestión—, el costo de reposición del gas en ciudades de la franja norte sube. En el noreste vinculado a Agua Dulce/Agua Dulce-NET México, un ensanchamiento del spread con Henry o un encarecimiento del transporte puede trasladarse a las facturas de suministro, justo cuando se asoma la temporada de picos de demanda.
En el mercado eléctrico mayorista, más gas caro implica márgenes de oferta más altos para ciclos combinados, que hoy fijan precio en buena parte del sistema. No es sinónimo de “tarifazo”, pero sí de sensibilidad: un par de dólares por MMBtu arriba, sostenidos varias semanas, se reflejan en el costo monómico de corto plazo y en las liquidaciones de contratos indexados a hubs texanos.
También hay oportunidades. La mayor demanda de GNL suele traer curvas forward más profundas y más liquidez en coberturas de base Waha/Agua Dulce. Los offtakers mexicanos con flexibilidad contractual pueden re-optimizar ventanas de nominar/renunciar, fijar precios por bloques y combinar swaps de hub + basis para cubrir el trimestre invernal. En paralelo, la presión sobre el gas de la Costa del Golfo vuelve a los BESS y a la gestión de carga industrial aliados tácticos: desplazar picos de consumo eléctrico reduce exposición a marginales altos.
¿Qué mirar en las próximas semanas? Primero, el ritmo de comisionamiento: un solo “cool-down cargo” no cambia el juego, pero dos o tres, seguidos de nominaciones crecientes, sí. Segundo, los boletines de capacidad en Permian-Golfo (restricciones temporales se traducen en bases más volátiles). Tercero, los avisos de clima: irrupciones frías en Texas amplifican la competencia entre calefacción residencial, industria, generación y GNL.
Para el corredor norte/noreste de México, el tablero es claro: revisar cláusulas de fuerza mayor y de re-price en contratos de transporte y suministro; confirmar back-up de rutas (p. ej., alternar entre interconexiones cuando haya maintenance); y validar que los algoritmos de despacho industrial consideren señales de precio intradiarias de los hubs texanos. En el centro-occidente, donde el gas llega por Wahalajara, la clave es monitorear los spreads Waha-Guadalajara y la disponibilidad de compresión, porque el “efecto sorbente” de la Costa del Golfo puede succionar gas que, en años anteriores, presionaba menos al occidente.
La narrativa de fondo no cambia: la expansión del GNL en Texas consolida un mercado más profundo y líquido, pero también más sensible a shocks de clima y a calendarios de obra. Para México, la resiliencia no vendrá de una sola válvula, sino de un paquete: contratos con triggers de basis, cobertura prudente en invierno, flexibilidad operativa en plantas de CFE y aceleración de proyectos de almacenamiento y respuesta de la demanda.
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