Publicado el: 2025-12-05
El gas natural se ha convertido silenciosamente en una de las operaciones más importantes. Tras pasar la mayor parte de 2023-2024 estancado en un mercado bajista, los precios del Henry Hub estadounidense se han disparado, superando los 5 $/MMBtu por primera vez desde finales de 2022 y manteniéndose cerca de su máximo en tres años, a medida que nos acercamos al pico de demanda invernal.
Esto no es una simple contracción de posiciones cortas. Los precios han subido aproximadamente un 50% desde finales de octubre, impulsados por un inicio de invierno frío, exportaciones récord de GNL y un mercado global de gas que aún está revalorizando sus precios tras el conflicto de Ucrania. Para los operadores, las empresas de servicios públicos y los compradores industriales, la pregunta ahora es simple: ¿es este el comienzo de un período alcista más importante o simplemente un repunte impulsado por el clima que requiere cobertura o disipación?
En este artículo, analizaremos qué significa realmente este máximo de tres años, dónde se ubican los niveles técnicos clave y cómo las exportaciones de GNL y el riesgo invernal podrían dar forma a la siguiente etapa.
A continuación se muestra una tabla con el último precio del gas natural en diciembre de 2025:
| Métrico | Última lectura (principios de diciembre de 2025) | Por qué es importante |
|---|---|---|
| Precio de futuros de Henry Hub | Alrededor de $5,1/MMBtu, rango intradiario cercano a $5,08–$5,10 | El nivel más alto en ~3 años; confirma una ruptura decisiva con el rango de $2 a $3 que dominó el período 2023-2024. |
| Anuncio de Henry Hub (1 de diciembre) | $4,81/MMBtu; aumento de ~50% interanual | La fortaleza del spot confirma balances físicos ajustados, no sólo especulación con futuros. |
| Rally desde mediados de octubre | Los futuros suben aproximadamente un 65% desde los mínimos de mediados de octubre hasta principios de diciembre | Clásica compresión del clima frío + GNL; el impulso se extiende pero sigue intacto. |
| Gas de trabajo estadounidense almacenado | ~3.923–3.935 Bcf, ~5 % por encima del promedio de 5 años, ligeramente por debajo del año pasado | Los inventarios están cómodos pero ya no excesivamente sueltos; los sorteos serán vigilados muy de cerca. |
| Exportaciones de GNL de EE. UU. (EIA 2025) | Pronóstico ~14,7–14,9 Bcf/d, un aumento de aproximadamente el 25% en comparación con el año pasado | El GNL está ahora en camino de convertirse en una de las mayores fuentes de demanda de gas en Estados Unidos. |
| Almacenamiento de gas en la UE | Alrededor del 83% de su capacidad se aproxima al invierno de 2025-26 | Europa comienza el invierno cómodamente, pero los niveles de final de temporada dependerán en gran medida del clima y del GNL estadounidense. |
La tabla muestra una tensión típica: los precios son altos, pero el almacenamiento no está en un mínimo crítico, y la producción estadounidense se mantiene cerca de niveles récord. Esta escasez se debe más a la fuerte demanda (GNL + condiciones climáticas) que a un colapso total de la oferta.
Los modelos meteorológicos se volvieron marcadamente más fríos para diciembre en las principales regiones de calefacción de EE. UU. (Medio Oeste, Noreste), lo que provocó un salto en la demanda residencial y comercial.
Los analistas estiman que la demanda relacionada con la calefacción aumentó hasta alcanzar los 40 bcf/d, ajustando significativamente los balances en comparación con las semanas de otoño más templadas.
Energy Intelligence y otras fuentes de la industria señalaron los "fríos pronósticos para diciembre" como el catalizador que empujó al NYMEX por encima de los 4,50 dólares y luego hacia los 5 dólares.
El punto clave: se trata de un ajuste estacional clásico, pero sumado a una base de demanda estructural ya más fuerte que la anterior a la COVID.
Las exportaciones de GNL de EE. UU. alcanzaron los 10,9 millones de toneladas en noviembre, un récord por segundo mes consecutivo.
La demanda de gas de alimentación para licuefacción promedió 18 bcf/d y superó brevemente los 19 bcf/d. Se trata, en efecto, de otra megaregión de demanda de gas ubicada en la Costa del Golfo.
Alrededor del 70% de las exportaciones se destinaron a Europa, con Turquía emergiendo como un comprador destacado, mientras que Asia tomó aproximadamente el 16% en medio de una demanda spot más débil.
Al mismo tiempo, Estados Unidos es ahora cómodamente el mayor exportador de GNL del mundo, y los nuevos proyectos aprobados en 2025 sumarán un récord de 83 bcm/año de capacidad en la próxima ola (2027-2028).
Esto es importante porque Henry Hub ya no es solo un asunto nacional. Cuando las terminales de exportación operan a plena capacidad, los saldos estadounidenses se vinculan estrechamente con los índices de referencia TTF y JKM, incluso cuando se reduce la ventana de arbitraje.
Un aumento en la producción estadounidense y una nueva capacidad global de GNL han hecho bajar los precios del TTF europeo y de algunos países asiáticos, aun cuando Henry Hub ha subido.
El diferencial HH-TTF se ha comprimido a aproximadamente USD 4,7/MMBtu, su nivel más bajo desde 2021, lo que reduce los márgenes de ganancia del GNL.
Si ese diferencial se redujera a 2 $/MMBtu, parte de la capacidad de GNL de EE. UU. probablemente se volvería antieconómica en el margen, lo que limitaría el potencial de crecimiento de Henry Hub. Por ahora, los diferenciales aún respaldan las fuertes exportaciones, pero el colchón es más estrecho que durante la crisis del gas de 2022.
Los últimos datos de la EIA muestran que hay gas en funcionamiento almacenado en alrededor de 3.935 Bcf, aproximadamente un 4% por encima del promedio estacional de cinco años y aproximadamente un 1% por debajo del año pasado.
A principios del cuarto trimestre, los inventarios se situaban aproximadamente entre un 4 y un 8 % por encima del promedio, pero las reducciones más fuertes de lo normal ya están erosionando ese colchón.
Real Investment Advice señala que, a pesar de comenzar el invierno por encima del promedio, la EIA espera que las existencias se ajusten notablemente en 2026, lo que respaldará precios estructuralmente más firmes.
Así, el mensaje desde el almacenamiento es matizado: todavía no tenemos escasez, pero la dirección del viaje se está ajustando, y eso es suficiente para justificar una prima de riesgo cuando todos están atentos al clima.
El GNL se ha convertido en el factor decisivo para el gas estadounidense:
En la actualidad, los volúmenes de exportación superan habitualmente los 18 bcf/d, en comparación con casi cero hace una década.
Varias terminales pueden ajustar la salida en respuesta a señales de precios relativamente pequeñas, lo que permite que cualquier caída en los spreads globales afecte inmediatamente los saldos estadounidenses.
A precios actuales, el Henry Hub supera los 5 $, mientras que el TTF ronda los 10-11 $. Aún apoya las exportaciones, pero los tiempos de los diferenciales de "dinero gratis" han terminado.
Los altos precios del gas ya están cambiando el comportamiento:
A medida que Henry Hub se acerca a sus máximos de tres años, las empresas eléctricas estadounidenses han incrementado la quema de carbón, revirtiendo parte de la reciente sustitución de gas por carbón.
Los informes sugieren que la producción a carbón aumentó entre un 16 y un 21 % interanual en los últimos meses, mientras que la producción a gas disminuyó porque las empresas de servicios públicos intentaron controlar los costos.
Esto limita efectivamente parte del potencial alcista de la demanda de gas de la matriz energética, especialmente si los precios se mantienen elevados hasta finales del invierno. Sin embargo, también conlleva riesgos políticos y ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) en el futuro si se disparan las emisiones.
| Aspecto/Indicador | Visión actual (cualitativa) | Llevar |
|---|---|---|
| Zona de precios | ~$4,9–5,1/MMBtu en máximos de tres años | El mercado está probando una resistencia importante, no un rango medio. |
| Mayor resistencia | $4.80, $4.90–5.00 (máximo de marzo + nivel psicológico + parte superior del canal) | Resistencia agrupada y zona clásica de “toma de ganancias”. |
| Primer soporte | ~$4,40 (ruptura previa/área de nueva prueba de MA) | Un retroceso hacia aquí todavía sería alcista. |
| Un apoyo más profundo | ~$4,20 luego ~$4,00 (soporte de análisis de onda, mínimos de oscilación anteriores) | Una ruptura por debajo de los 4 dólares abre espacio para una corrección mayor. |
| Tendencia vs. medias móviles | Precio por encima de las medias móviles diarias clave; se observan “estructura alcista” reciente y soporte de la media móvil. | La tendencia a mediano plazo es alcista mientras se encuentre por encima de esas medias móviles. |
| RSI (14 días) | Por encima de 50, avanzando hacia o dentro de una zona de sobrecompra (>70). | Fuerte impulso pero vulnerable a sacudidas. |
| MACD | Positivo pero mostrando desaceleración o cruces bajistas menores. | El impulso sigue siendo positivo, pero ya no se acelera. |
| Posicionamiento (especificaciones CFTC) | Las posiciones netas no comerciales aún son netamente cortas (~-150k) . | El rally se ha desarrollado contra una base de especificación corta neta, combustible para la cobertura de cortos, pero también suministro futuro si los cortos se reconstruyen. |
Según la tabla anterior, el gas no solo está "al alza", sino que se acerca a niveles importantes. En términos comerciales, el gas es alcista, pero se encuentra en una situación difícil. El informe envía un mensaje simple: la tendencia es alcista, pero las posiciones largas tardías son vulnerables si el clima o las exportaciones se tambalean.
Elementos claves que mantienen la cinta sujeta:
Flujos de gas de alimentación de GNL récord o casi récord, incluso cuando los márgenes se comprimen.
El clima frío de principios de invierno en algunas partes de América del Norte está haciendo subir los precios en efectivo y en los centros regionales.
Restricciones en la transición del gas al carbón. Las empresas de servicios públicos han vuelto al carbón ante el aumento de los precios del gas, pero las limitaciones de suministro y las dificultades políticas limitan el alcance de dicha transición, lo que favorece la demanda de gas durante las horas punta.
Desde una perspectiva puramente gráfica, mientras el precio se mantenga por encima de $4,25–$4,35, los alcistas tienen la ventaja. Esta zona se alinea con la zona de ruptura anterior, además de un probable grupo de volumen reciente.
Del otro lado del libro mayor:
El almacenamiento sigue estando por encima del promedio. Aún no hay escasez estructural; una serie de semanas más templadas podría aliviar rápidamente la escasez.
La NOAA y la EIA pronostican un invierno ligeramente más cálido de lo normal en general, con una menor demanda de gas residencial y comercial en comparación con el año pasado.
Los precios del gas europeo están bajando a pesar del clima frío, debido a los sólidos flujos de entrada de GNL y a los saludables niveles de almacenamiento, que limitan el potencial alcista de los márgenes del GNL estadounidense.
Estrechamiento del margen de exportación de GNL. A medida que el Henry Hub sube y el TTF baja, cualquier compresión adicional del margen podría forzar cierta optimización en los flujos de exportación.
Si el mercado comienza a operar según la perspectiva estacional más que según el pronóstico semanal, se debe esperar un retroceso más profundo al principio hacia $4,70, y luego hacia la banda de $4,25–$4,35.
He aquí una hoja de ruta sencilla que muchos profesionales seguirán:
Por encima de $5,20 : abre la puerta a una extensión a $5,50; probablemente se necesitaría otra actualización para clima frío o datos sólidos de utilización de GNL.
$4,70–$4,85 : Primera zona de compra en caída para seguidores de tendencias; las posiciones mantenidas mantienen intacta la tendencia alcista.
4,25–4,35 $ : Pivote crítico a medio plazo. Un cierre semanal limpio por debajo de este nivel indicaría que el máximo de 3 años fue un estallido, en lugar del inicio de un nuevo régimen.
Por debajo de $4,00 : el mercado le está diciendo que el almacenamiento, el clima o los flujos de GNL se han vuelto decisivamente en contra de los alcistas.
Porque tres fuerzas están alineadas a la vez: un inicio de invierno más frío de lo esperado, exportaciones récord de GNL de EE. UU. e inventarios que están por encima del promedio pero que ahora se están agotando más rápido de lo habitual.
No. Los precios europeos de TTF son elevados, pero están muy por debajo de los de 2022, y el almacenamiento tanto en Europa como en Estados Unidos es más cómodo.
Estructuralmente, la demanda de GNL, energía y centros de datos apunta a precios promedio más firmes que los mínimos de 2020-2023, y el pronóstico de la EIA respalda esta perspectiva. Sin embargo, el gas sigue siendo un mercado con beta alta y condicionado por el clima, por lo que incluso en un régimen más sólido, las correcciones profundas son parte del juego.
En la mayoría de los gráficos diarios y multitemporales, los operadores observan los $4.80 y la banda de $4.90-$5.00 como resistencia principal, y los $4.40-$4.20 como las primeras zonas de soporte significativas. El RSI y el MACD muestran un impulso fuerte, pero prolongado, lo que aumenta la probabilidad de un retroceso correctivo si el pronóstico del tiempo se suaviza.
El precio del gas natural finalmente ha despertado, y no lo ha hecho silenciosamente. Un máximo de tres años cercano a los 5 $/MMBtu se debe menos a un shock repentino de oferta que a un nuevo equilibrio de poder: exportaciones récord de GNL de EE. UU., una mayor demanda estructural y el clima invernal que presiona un sistema ya de por sí más restringido.
Para los operadores y los que operan con cobertura, el mensaje es matizado. La tendencia a medio plazo es alcista, respaldada por el GNL y un piso estructural más alto, pero el mercado se encuentra abarrotado de resistencia con un impulso de sobrecompra y reservas de reserva considerables.
Esa combinación suele producir una oportunidad doble: espacio para nuevos picos si el clima frío empeora, pero también una cantidad significativa de aire por debajo si el pronóstico mejora o los diferenciales globales se reducen.
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