Por qué importa la cobertura de gas natural en México
La cobertura de gas natural en México se volvió una disciplina de supervivencia para compradores industriales. El gas natural alimenta una parte importante de la producción industrial mexicana. Los fabricantes de vidrio, acero, cerámica, química y alimentos lo usan como fuente de energía y como materia prima. Sin embargo, la mayor parte de ese gas no proviene de producción nacional. Aproximadamente 75% del gas natural consumido en México se importa de Estados Unidos, principalmente a través de ductos que cruzan la frontera norte desde Texas. Esa dependencia expone directamente a la industria mexicana a la dinámica del mercado estadounidense de gas.
Tres índices estadounidenses determinan lo que los compradores mexicanos pagan. Henry Hub es el benchmark nacional en Louisiana. Houston Ship Channel o HSC es el hub de la Costa del Golfo. Waha es el hub de la Cuenca del Pérmico en el oeste de Texas. México también utiliza el EPSM como indicador doméstico para algunas tarifas reguladas. El precio en cada uno de estos índices se mueve diariamente, a veces de forma violenta.
La tormenta invernal de febrero de 2021 en Texas mostró qué tan violento puede volverse ese movimiento. Durante la tormenta, el HSC marcó $400 USD/MMBtu y el Waha llegó a $206/MMBtu, contra niveles normales alrededor de $3 en los días previos. Para comparación, los precios normales de ese mes habrían estado por debajo de $5. Las empresas sin cobertura registraron sobrecostos multimillonarios en cuestión de días. La propia CFE terminó en un acuerdo de $300 millones por una estructura de contrato que no protegía contra este tipo de evento.
Cubrir gas natural no es una apuesta especulativa sobre precios. Es una disciplina para convertir un costo volátil en uno predecible, de manera que los presupuestos industriales y los márgenes operativos sobrevivan incluso cuando el mercado se vuelve extremo.
Cómo se forma el precio del HSC
El índice Houston Ship Channel, conocido como HSC, refleja el precio del gas natural entregado en la zona de Houston, Texas. Es un precio spot regional, calculado diariamente por agencias como Natural Gas Intelligence y Platts a partir de transacciones físicas reales entre compradores y vendedores en la zona.
El HSC importa más que otros índices regionales para México por motivos geográficos. Los ductos de la Costa del Golfo que abastecen al centro y sureste de México se originan cerca de la zona de entrega del HSC. Cuando un comprador mexicano firma un contrato de suministro de gas que viaja por ductos como el Sur de Texas Tuxpan, ese contrato suele estar indexado al HSC más un diferencial de basis.
Más allá del mercado spot físico, el HSC cuenta con un mercado financiero paralelo a través de basis futures y basis swaps listados en el Intercontinental Exchange (ICE) y operados over the counter. Estos instrumentos permiten a los compradores fijar precios para meses futuros sin tomar entrega física. La estructura estándar de cobertura para exposición a HSC combina un contrato de futuros NYMEX Henry Hub para el precio base más un basis swap de HSC que cubre el diferencial. La liquidez en instrumentos del HSC es menor que en futuros del Henry Hub, pero es suficiente para construir posiciones de cobertura para volúmenes industriales entre uno y doce meses adelante.
¿Qué mueve al HSC diariamente? Varios elementos. Patrones climáticos en el sureste de Estados Unidos y México. Demanda de exportación de LNG desde terminales como Freeport y Sabine Pass. Calendarios de mantenimiento de ductos. Riesgo de huracanes durante la temporada del Atlántico. Y la demanda industrial general de la Costa del Golfo proveniente de plantas petroquímicas y refinerías. Para entender el comportamiento del HSC con mayor profundidad, el análisis dedicado del índice Houston Ship Channel ofrece más detalle sobre la cobertura de gas natural en México.
Diferencias entre HSC y Henry Hub
Henry Hub es el benchmark nacional de gas natural en Estados Unidos Se ubica en una intersección de ductos en Erath, Louisiana, y funciona como subyacente de los contratos de futuros NYMEX que toda la industria toma como punto comparativo. El Houston Ship Channel es regional. Solo refleja condiciones de la Costa del Golfo en la zona de Houston. Los dos precios se comportan de manera similar la mayor parte del tiempo, aunque no son idénticos.
La diferencia de precio entre ambos se conoce como basis. En condiciones normales, el HSC opera con un pequeño premium o descuento frente al Henry Hub según la estación. El rango típico va de 20 centavos abajo a 30 centavos arriba del Henry Hub por MMBtu. Cuando la demanda se dispara en la Costa del Golfo o cuando las terminales LNG operan a plena capacidad, el basis del HSC puede ampliarse a $1 USD por MMBtu o más. Durante eventos climáticos extremos o interrupciones de ductos, puede moverse mucho más.
Para una empresa mexicana, esta distinción es práctica. Si un contrato de suministro está indexado al HSC más un diferencial fijo, el comprador está expuesto al movimiento del HSC, no al del Henry Hub. Cubrir con el índice equivocado, aunque sea por un margen pequeño, genera riesgo de basis que anula el propósito de la cobertura. La cobertura correcta empata el índice del contrato de suministro.
Esta también es la razón por la que algunos compradores mexicanos usan estrategias combinadas. Una cobertura en Henry Hub para el grueso de la exposición por su mayor liquidez, más un basis swap separado para cubrir el diferencial entre HSC y Henry Hub. La combinación entrega protección a menor costo que una cobertura pura en HSC.
Spreads Waha HSC y Henry Hub como señales de mercado
Tres índices significan tres fuentes de información. Cada spread entre ellos carga un mensaje distinto sobre lo que está pasando en el mercado estadounidense de gas. Leer estos spreads correctamente puede decirle a un comprador mexicano cuándo cubrir, qué cubrir, e incluso qué está por cambiar en el mercado.
El spread Waha vs Henry Hub refleja la capacidad de transporte fuera de la Cuenca del Pérmico. Cuando la producción de gas del Pérmico crece más rápido que la capacidad de ductos de salida, el gas se queda atorado en el oeste de Texas y el Waha opera con descuento profundo frente al Henry Hub. Los números cuentan la historia. En 2021, el Waha promedió $4.23 USD y el Henry Hub promedió $3.86, por lo que el Waha estuvo con un ligero premium debido a producción contenida. Para 2024, el Waha colapsó a un promedio anual de $0.08 mientras el Henry Hub se ubicó en $2.18, una brecha de más de dos dólares causada por sobreoferta y cuellos de botella de ductos. Cuando el spread se amplía tanto, es una señal clara de que sobra gas y faltan ductos.
El spread HSC vs Henry Hub se lee distinto. Refleja la presión de demanda de la Costa del Golfo, principalmente de terminales de exportación de LNG como Freeport, Sabine Pass y Corpus Christi. Cuando las terminales LNG operan a plena capacidad y las exportaciones se disparan, el HSC empieza a operar con premium frente al Henry Hub. El rango típico es estrecho, va de 20 centavos abajo a 30 centavos arriba, pero puede ampliarse a $1 o más durante periodos de demanda intensa de LNG o veranos calurosos en la Costa del Golfo. Un premium HSC persistente es una señal de que el gas doméstico está compitiendo con más fuerza contra la demanda de exportación.
Hay varios factores que influyen en estos diferenciales de manera predecible. La temporada de huracanes entre junio y noviembre se ve afectada la producción de la Costa del Golfo y los flujos de los gasoductos. Los programas de mantenimiento de los gasoductos anunciados por los operadores interestatales desvían temporalmente los volúmenes. La puesta en marcha o el aumento gradual de la producción de las plantas de GNL añaden nuevas fuentes de demanda. Las olas de frío en el Medio Oeste de EE. UU. desvían el gas de la Costa del Golfo.
Para los compradores mexicanos, el seguimiento de estos diferenciales es una práctica habitual en la cobertura del gas natural, no un ejercicio académico. El Reporte mensual de gas natural HSC analiza estas dinámicas mediante curvas de futuros y balances de oferta y demanda. La siguiente sección aborda los instrumentos que permiten convertir este análisis de mercado en coberturas reales.
Instrumentos de cobertura de gas natural
La cobertura de gas natural en México no significa un solo producto. Significa una caja de herramientas pequeña, y cada herramienta encaja con una necesidad distinta. Para compradores industriales mexicanos, las más útiles son seis estructuras.
Un swap fijo es el instrumento más simple. El comprador paga un precio fijo por un volumen y periodo definidos, y recibe el precio variable del mercado. Si el mercado sube, el swap le paga al comprador la diferencia. Si el mercado baja, el comprador paga. El resultado es un precio conocido para ese volumen, sin upside ni downside. Los swaps funcionan bien cuando el objetivo es certeza presupuestal absoluta.
Un Call le da al comprador el derecho de comprar a un precio strike sin la obligación. El comprador paga una prima por adelantado. Si el mercado sube por arriba del strike, el call paga. Si el mercado se mantiene por debajo, el call expira sin valor y el comprador conserva el precio de mercado más bajo. Los calls son la herramienta estándar cuando el objetivo es un techo con participación total en las bajadas de precio.
Un put vendido es el inverso. El comprador acepta la obligación de recibir un costo mayor si el mercado cae por debajo de un piso, a cambio de una prima recibida. Usado solo añade riesgo a la baja, por lo que rara vez se vende aislado. Su uso principal es financiar el costo de un call comprado.
Un collar combina un call comprado y un put vendido. El call fija un techo, el put fija un piso. La prima pagada en el call se compensa parcial o totalmente con la prima recibida en el put. El resultado es una banda de precio donde el comprador no paga más que el techo ni menos que el piso. Los collars son populares porque pueden estructurarse a costo neto cero.
Un three way collar agrega un call vendido a un strike más alto para reducir aún más el costo. El comprador queda protegido contra incrementos moderados de precio pero cede protección contra picos extremos. Esta estructura conviene a compradores que quieren cobertura más barata y aceptan que los eventos cisne negro queden sin cubrir.
Un swaption es una opción de entrar a un swap en una fecha futura. Da flexibilidad de timing cuando el comprador aún no está seguro de cuándo fijar el precio. Útil cuando los ciclos presupuestales o las aprobaciones de consejo no están sincronizados con el momento óptimo del mercado.
El instrumento correcto depende de tres cosas. Cuánta certeza presupuestal necesita el comprador. Cuánta prima el comprador está dispuesto a pagar por adelantado. Y qué visión, si tiene alguna, el comprador sostiene sobre la dirección del mercado.
Cuándo cubrir y cuando no
La decisión sobre la cobertura de gas natural no es binaria. Es una calibración entre tres fuerzas. Nivel de precio relativo al histórico, la forma de la curva forward, y las restricciones internas del comprador.
El nivel de precio importa porque cubrir en el fondo de un ciclo asegura un buen trato, mientras que cubrir en la cima de un pico asegura dolor. Hay que ver dónde están los precios actuales en relación con el promedio de cinco años y el rango entre los percentiles 25 y 75. Si el HSC opera en el percentil 25 de los últimos cinco años, cubrir es seguro barato. Si está en el percentil 90, el comprador está pagando una prima por miedo.
La forma de la curva forward da otra señal. Cuando la curva está en contango (precios futuros mayores que el spot), el mercado espera que los precios suban y el costo de fijar precio está incorporado en el swap. Cuando la curva está en backwardation (precios futuros menores que el spot), el mercado espera que los precios bajen y el swap fija efectivamente un descuento. Backwardation suele ser mejor momento para cubrir que contango.
Las restricciones internas cierran el cuadro. Algunos compradores operan bajo presupuestos anuales aprobados por consejos en noviembre o diciembre. Necesitan cubrir antes de que se firmen los presupuestos, sin importar la señal de mercado. Otros operan bajo revisiones trimestrales y pueden ser más oportunistas. Algunos cuentan con documentación de hedge accounting bajo IFRS 9 y pueden usar derivados libremente; otros sin documentación enfrentan volatilidad en P&L que limita cuánto pueden cubrir.
Diferentes perfiles de consumidor pesan estos factores de forma distinta. Un generador eléctrico de ciclo combinado con un contrato de offtake a 20 años cubrirá distinto que un fabricante de vidrio optimizando margen trimestral. Los importadores enfocados en logística transfronteriza pesan más el riesgo de basis que los consumidores industriales enfocados en precio absoluto.
¿Cuándo no cubrir? Cuando el comprador no puede definir su exposición, cuando el presupuesto no puede absorber el costo de las primas, o cuando las aprobaciones del consejo no están listas. Cubrir sin estos fundamentos genera un tipo distinto de riesgo.
Lecciones del caso CFE
La industria mexicana tiene un ejemplo de manual de lo que pasa sin disciplina de cobertura. Durante la tormenta invernal de febrero de 2021 en Texas, CFE International mantenía un contrato de suministro de gas natural con Goldman Sachs en el que las dos partes estaban expuestas a índices de precio diferentes. Las obligaciones de Goldman estaban atadas al índice mensual del Waha. CFE estaba atada al índice diario del Waha. Cuando la tormenta empujó el Waha diario a $206 USD mientras el índice mensual se mantuvo cerca de $5, la brecha entre ambos creó un pasivo instantáneo para CFE.
Siguieron cuatro años de litigio. El caso llegó al London Court of International Arbitration. Goldman inicialmente reclamó $400 millones USD. CFE eventualmente acordó $300 millones en enero de 2025. La historia completa está documentada en el análisis del caso CFE vs Goldman Sachs en este sitio.
La lección no es que CFE fuera incompetente. El contrato se estructuró antes de que la tormenta fuera concebible, y el desajuste entre el índice diario y el mensual no fue señalado como un riesgo crítico en su momento. La lección es estructural. Cuando comprador y contraparte están expuestos a índices diferentes, el contrato carga un riesgo de basis incrustado que solo aparece en eventos extremos.
Para compradores industriales en México, la conclusión es concreta. El índice de la cobertura siempre debe coincidir con el índice del contrato de suministro. Si el contrato de suministro está indexado al HSC, cubre HSC. Si está indexado al Waha, cubre Waha. Mezclar índices para ganar liquidez es aceptable solo si un basis swap separado cubre el diferencial. Tomar atajos en la coincidencia de índices es lo que generó el pasivo de CFE, y es la misma trampa en la que caen la mayoría de los programas de cobertura de gas natural en México cuando sustituyen el índice equivocado por conveniencia.
Errores comunes que cuestan dinero
La mayoría de las fallas en la cobertura de gas natural en México no vienen de elegir el instrumento equivocado. Vienen de errores de procedimiento que se acumulan silenciosamente hasta que un evento extremo los expone. Seis errores aparecen una y otra vez en los programas de cobertura industrial.
Cubrir el índice equivocado. El caso CFE muestra cómo se ve esto a escala, pero también pasa a escalas más pequeñas. Una planta de vidrio en Monterrey firma un contrato de suministro indexado al HSC más un diferencial fijo, luego cubre con futuros del Henry Hub porque tienen mejor liquidez. La cobertura se mueve con Henry Hub, el costo se mueve con HSC, y la brecha entre ambos es justo la pérdida que la cobertura supuestamente debía prevenir.
No actualizar la cobertura cuando cambia el volumen. Una planta sube producción, un contrato de offtake vence, abre una línea nueva. Si la cobertura no se mueve con la exposición física, la empresa queda sobrecubierta (pagando protección que no necesita) o subcubierta (sin cobertura sobre el volumen nuevo).
Ignorar la documentación de IFRS 9. Sin la documentación adecuada de hedge accounting, el mark to market del derivado pega en P&L mientras la exposición subyacente no. El resultado es volatilidad contable que asusta a consejos y auditores, aun cuando la exposición económica esté bien cubierta. Muchas tesorerías reducen la cobertura por esto en lugar de arreglar la documentación.
Confundir cobertura con especulación. Fijar un precio para un volumen conocido es cubrir. Fijar un precio para una apuesta direccional sin un volumen subyacente es especular. Algunas tesorerías cruzan esta línea sin darse cuenta, muchas veces bajo presión de hacer algo respecto a los precios.
Mal timing bajo presión. Cuando un CFO entra en pánico tras un pico de precios y exige cobertura inmediata, la empresa suele cubrir en el peor momento posible, fijando el pico en lugar de protegerse contra el siguiente.
Sin revisión periódica. Una política de cobertura escrita hace tres años puede ya no coincidir con la exposición actual, los contratos de suministro vigentes o el régimen de mercado actual. Sin revisión regular, el programa de cobertura se aleja del negocio que se supone debe proteger.
Reporte mensual HSC de InHedge
La disciplina de cobertura requiere datos que sean oportunos, comparables entre meses, y traducidos a decisiones operativas. La cobertura genérica en noticias y las estadísticas gubernamentales no resuelven esto. Las tesorerías necesitan un producto estructurado que llegue cada mes, cubra los mismos indicadores, y conecte lo que pasó con lo que hay que hacer al respecto.
El reporte mensual HSC de InHedge Intelligence está diseñado para este propósito. Cada mes abarca las curvas de futuros de 12 a 24 meses, el equilibrio entre la oferta y la demanda en el mercado de gas natural de EE. UU., la dinámica de las diferencias de precios entre HSC, Henry Hub y Waha, las correlaciones con indicadores macroeconómicos y una sección narrativa que relaciona los datos con noticias recientes (calendarios de mantenimiento de gasoductos, actividad en las terminales de GNL, pronósticos meteorológicos y novedades normativas).
La audiencia es específica. Está diseñado para directores de tesorería, CFOs, gerentes de compras de energía y oficiales de riesgo en empresas industriales y generadores eléctricos en México y LATAM. No está diseñado para traders minoristas ni para comentario general de mercado.
El reporte es parte de InHedge Intelligence, la plataforma de suscripción de la firma. Los miembros también reciben acceso a dashboards interactivos, actualizaciones diarias sobre indicadores principales, y contacto directo con el equipo de research para preguntas ad hoc. El precio y las condiciones de acceso se explican en la página de membresía.
Para un CFO construyendo un programa de cobertura, el reporte elimina el costo de tiempo de monitorear tres índices, varios operadores de ductos, y un flujo constante de noticias. El CFO ve las conclusiones, los datos que las sostienen, y la postura recomendada del mes, en un solo documento.
Cómo InHedge ejecuta la cobertura de gas natural en México
Construir un programa de cobertura de gas natural no es una transacción única. Es una práctica continua con cuatro momentos, e InHedge se estructura alrededor de ellos.
El primer momento es diagnóstico. El equipo arranca mapeando la exposición real de la empresa. Cuánto gas se consume mensualmente, de dónde se obtiene, a qué índice está referido el contrato de suministro, cuál es la tolerancia presupuestal, y cuál es el setup de hedge accounting. La salida es un documento de política de cobertura que el consejo puede aprobar y que los auditores pueden revisar.
El segundo momento es ejecución. InHedge opera como introducing broker a través de algunas de las contrapartes de commodities más grandes del mundo. Esto significa que las coberturas reales se operan a través de los mercados regulados y mesas OTC, pero la relación, la asesoría y la estructuración se quedan con InHedge. El cliente obtiene acceso institucional sin tener que operar una mesa propia.
El tercer momento es monitoreo. Las coberturas no se cuidan solas. Los mercados se mueven, los volúmenes cambian, los contratos de suministro rotan. InHedge emite reportes periódicos rastreando cada posición, la evolución del mark to market, y los ajustes requeridos. El cliente nunca se queda preguntándose en qué punto está la cobertura.
El cuarto momento es capacitación. La mayoría de las tesorerías industriales no tienen un especialista en derivados en plantilla, y no lo necesitan si su asesor está haciendo el trabajo. Pero el CFO y el equipo de compras deben entender qué se está haciendo en su nombre. InHedge corre sesiones estructuradas para equipos de clientes cubriendo instrumentos, comportamiento de mercado, tratamiento contable y banderas rojas a vigilar.
Cuando llegan eventos extremos, un huracán, una falla de ducto, una tormenta invernal, la relación es lo que sostiene. Los clientes llegan directo al equipo, no a un call center. La próxima tormenta va a llegar. La pregunta es si el programa está construido para resistirla.
Para una primera conversación sobre tu exposición, en la página de contacto puedes dejarnos tus datos.