El mercado del gas natural en Estados Unidos atraviesa una etapa de transformación marcada por cambios estructurales en la oferta, la demanda y la dinámica de precios. Tras haber tocado mínimos históricos de 16 años durante 2024, el precio del Henry Hub mostró una recuperación notable a comienzos de 2025, alcanzando los 4.13 dólares por MMBtu en enero. Este repunte refleja un entorno de mayor equilibrio entre producción y consumo, impulsado principalmente por la expansión de las exportaciones de gas natural licuado (GNL), el comportamiento del clima y una demanda energética en constante crecimiento.
Desde el punto de vista de la oferta, la producción estadounidense ha alcanzado niveles sin precedentes. En diciembre de 2025, los 48 estados contiguos promediaron 109.7 mil millones de pies cúbicos diarios, superando récords anteriores. Esta elevada producción ha permitido mantener inventarios aproximadamente un 5% por encima del promedio estacional, proporcionando cierto colchón frente a posibles picos de demanda. Sin embargo, durante 2024 se observó una leve moderación en el crecimiento productivo, con una disminución interanual del 0.8%, resultado de estrategias empresariales orientadas a la disciplina financiera y a limitar la expansión anual al 5%.
En el lado de la demanda, la Administración de Información Energética (EIA) proyecta que el consumo total, incluyendo exportaciones, alcanzará los 146 Bcf/d en las próximas semanas. Este incremento se explica por varios factores clave: el auge de las exportaciones de GNL, que ya superan los 18.7 Bcf/d; una mayor demanda residencial debido a temperaturas invernales más frías de lo habitual; el crecimiento sostenido del consumo eléctrico impulsado por centros de datos; y una recuperación gradual del sector industrial.
Las perspectivas de precios para el invierno también reflejan este entorno más ajustado. La EIA estima que el Henry Hub promediará 4.30 dólares por MMBtu durante la temporada invernal, lo que representa un aumento del 22% respecto al invierno anterior. Diciembre registró un 8% más de días-grado de calefacción que el promedio de la última década, intensificando la demanda para uso residencial. Como resultado, las retiradas de inventarios alcanzaron los 177 Bcf, una cifra inusualmente elevada. Además, los futuros de gas natural para 2025 han aumentado en promedio 85 centavos por MMBtu frente a las proyecciones del año previo.
Un elemento estratégico central en esta nueva fase del mercado es el crecimiento de las exportaciones de GNL. En 2025, tres nuevas instalaciones entrarán en operación, lo que incrementará la demanda en entre 3 y 4 Bcf/d. La terminal Golden Pass LNG, desarrollada por ExxonMobil y QatarEnergy, podría comenzar operaciones a finales de 2025 o inicios de 2026. Estados Unidos ya se consolidó como el mayor exportador mundial de GNL en 2023, con aproximadamente la mitad de sus envíos dirigidos a la Unión Europea, reflejando la reconfiguración del mercado tras la crisis energética europea. Asia, especialmente China e India, también está aumentando sus importaciones, y se espera que la región represente más de la mitad del crecimiento del consumo mundial en los próximos años.
La infraestructura juega un papel clave en la capacidad de respuesta del mercado. La Cuenca Pérmica, principal región productora de gas asociado al petróleo, mantiene una oferta estable mientras el crudo se sitúe por encima de los 50 dólares por barril. La entrada en operación del gasoducto Matterhorn Express, con capacidad de 2.5 Bcf/d, ha reducido cuellos de botella en el transporte. Por su parte, la región de Haynesville se prepara para una expansión productiva en 2026, impulsada por precios más altos y su cercanía a proyectos de exportación en la Costa del Golfo.
No obstante, el clima sigue siendo la mayor fuente de incertidumbre. Un invierno más severo podría elevar los precios hasta los 5.00 dólares por MMBtu, mientras que condiciones más templadas podrían hacerlos retroceder hacia el rango de 3.00 a 3.50 dólares. Los pronósticos actuales apuntan a temperaturas cercanas a lo normal hasta finales de diciembre, con un posible período más cálido durante enero y febrero.
De cara a la primavera y el verano, la EIA prevé una moderación gradual de los precios, con promedios de 3.70 dólares en el primer trimestre y 3.39 en el segundo. Sin embargo, la demanda eléctrica estival, la temporada de inyección de inventarios y la preparación para el invierno podrían impulsar los precios nuevamente hacia los 4.00 dólares en la segunda mitad del año.
Para los participantes del mercado, este nuevo entorno implica mayor complejidad y volatilidad. Los precios sostenidos por encima de 3.50 dólares, junto con la incertidumbre climática, geopolítica y de infraestructura, crean oportunidades tanto para productores como para traders y consumidores industriales. Las utilities podrían recurrir más al carbón en momentos de precios elevados, mientras que los usuarios industriales consideran contratos de largo plazo para mitigar riesgos.
En conclusión, el mercado del gas natural estadounidense en 2025 se caracteriza por una oferta robusta, una demanda en crecimiento y un papel cada vez más relevante de las exportaciones de GNL. La interacción entre estos factores, sumada a la influencia del clima, definirá la trayectoria de precios y las decisiones estratégicas de los distintos actores del sector.
