El mercado del gas natural estadounidense atraviesa un período crítico de transición. Tras alcanzar mínimos históricos de 16 años durante 2024, el Henry Hub experimentó una recuperación significativa en el primer trimestre de 2025, alcanzando $4.13/MMBtu en enero. Los datos recientes indican que la previsión gas natural para los próximos meses estará marcada por un equilibrio más ajustado entre oferta y demanda, con la expansión de instalaciones de exportación de GNL como principal catalizador. Este análisis evalúa los factores determinantes que configurarán el mercado durante el resto de 2025.
Panorama de Oferta y Demanda
La producción estadounidense ha alcanzado niveles sin precedentes. Durante diciembre de 2025, los 48 estados contiguos promediaron 109.7 mil millones de pies cúbicos diarios, superando el récord de noviembre. Esta producción robusta ha permitido acumular inventarios aproximadamente 5% por encima del promedio estacional.
La Administración de Información Energética proyecta que el consumo total, incluyendo exportaciones, aumentará a 146 Bcf/d en las próximas semanas, frente a los 143.8 Bcf/d actuales. Este incremento responde principalmente a exportaciones de GNL que alcanzan 18.7 Bcf/d, demanda residencial elevada por temperaturas invernales más frías que el promedio, crecimiento sostenido del consumo eléctrico vinculado a centros de datos, y recuperación gradual del sector industrial.
La producción mostró señales de moderación durante 2024, con una disminución interanual del 0.8%. Las empresas de exploración han adoptado estrategias de "mantenimiento financiero", limitando el crecimiento al 5% anual máximo.
Proyecciones de Precios para el Invierno
La EIA estima que el Henry Hub promediará $4.30/MMBtu durante la temporada invernal (noviembre-marzo), representando un incremento del 22% respecto al invierno anterior. Esta revisión al alza de más de 40 centavos/MMBtu refleja condiciones climáticas más frías de lo anticipado.
Diciembre registró 8% más días-grado de calefacción que el promedio decenal, intensificando la demanda para calefacción. La retirada de inventarios durante este mes alcanzó 177 Bcf, una cifra inusualmente elevada. Natural Gas Intelligence reporta que los precios de futuros para 2025 han aumentado un promedio de 85 centavos/MMBtu comparados con proyecciones del año anterior.
Rol Estratégico de las Exportaciones de GNL
El año 2025 marca un punto de inflexión para las exportaciones estadounidenses. Tres nuevas instalaciones entrarán en operación durante el año, incrementando la demanda en 3-4 Bcf/d. La terminal Golden Pass LNG, proyecto conjunto de ExxonMobil y QatarEnergy, podría iniciar operaciones a finales de 2025 o principios de 2026.
Estados Unidos consolidó su posición como mayor exportador mundial de GNL durante 2023, superando a Australia y Qatar. Aproximadamente la mitad de los envíos estadounidenses se dirigen a la Unión Europea, reflejando la reconfiguración de flujos comerciales posteriores a la crisis energética europea. Los precios del gas natural operan dentro de una estructura de mercado compleja influenciada por múltiples factores de oferta y demanda.
Los mercados asiáticos también incrementan su participación en las importaciones estadounidenses. China e India lideran el crecimiento de la demanda en Asia-Pacífico, región que según las proyecciones del Banco Mundial representará más de la mitad del crecimiento del consumo mundial en 2025 y 2026.
Infraestructura y Cuellos de Botella
La Cuenca Pérmica jugará un papel crucial en la oferta de corto plazo. Esta región produce gas asociado a la extracción de petróleo. Mientras el crudo se mantenga por encima de $50 por barril, la producción de gas en la Pérmica permanecerá estable. La puesta en marcha del gasoducto Matterhorn Express, con capacidad de 2.5 Bcf/d, ha aliviado cuellos de botella en el transporte.
La región de Haynesville experimentará expansión productiva en 2026 impulsada por precios más altos y su proximidad a nuevos proyectos de exportación de GNL en la Costa del Golfo.
Variables Climáticas y Riesgos
El clima continúa siendo el factor de mayor incertidumbre. Andy Huenefeld, de Pinebrook Energy Advisors, señala que la evolución climática en los próximos meses será el factor más importante para establecer la dirección de precios. Si el invierno 2024-2025 resulta más severo que el promedio, la demanda podría impulsar los precios hacia $5.00/MMBtu. Un invierno templado replicaría la situación de 2023-2024, con precios retrocediendo hacia $3.00-$3.50/MMBtu.
Los pronósticos actuales apuntan a temperaturas cercanas a lo normal hasta finales de diciembre, con condiciones más cálidas durante enero-febrero de 2025.
Perspectiva para Primavera y Verano
La EIA anticipa que los precios mostrarán descenso gradual tras la temporada de calefacción, promediando alrededor de $3.70/MMBtu en el primer trimestre y $3.39/MMBtu en el segundo trimestre. El tercer trimestre podría experimentar un repunte hacia $3.95/MMBtu, mientras que el cuarto trimestre cerraría en $4.11/MMBtu.
Esta trayectoria estacional refleja varios factores:
- Temporada de inyección: Entre abril y octubre, las empresas reabastecen los inventarios subterráneos, manteniendo un piso en los precios.
- Demanda eléctrica veraniega: El uso de aire acondicionado impulsa la generación eléctrica a gas durante julio-agosto.
- Mantenimiento programado: Las instalaciones de GNL realizan mantenimiento durante primavera-verano, reduciendo temporalmente la demanda.
- Preparación invernal: Hacia septiembre-octubre, el mercado comienza a descontar expectativas para la próxima temporada.
Implicaciones para Participantes del Mercado
Los traders y usuarios industriales enfrentan un entorno más complejo que en años recientes. Las proyecciones indican precios sostenidamente por encima de $3.50/MMBtu durante la mayor parte de 2025. Las utilities eléctricas podrían incrementar el uso de carbón durante picos de precios, los usuarios industriales evalúan contratos de largo plazo, y los productores encuentran incentivos para expandir perforación.
La volatilidad implícita en las opciones de futuros de gas natural se ha elevado respecto a promedios históricos, reflejando la incertidumbre sobre variables climáticas, geopolíticas y de infraestructura. Esta volatilidad crea oportunidades tanto para estrategias direccionales como de arbitraje entre diferentes hubs y períodos de entrega. El reporte anual de gas natural de la EIA consolida las estadísticas de producción, consumo y comercio por estado y región.
Conclusiones
La previsión del gas natural para los próximos meses apunta hacia un mercado más equilibrado, con mayor tensión entre oferta y demanda que en años previos. Los excedentes acumulados durante 2023-2024 están siendo absorbidos por el crecimiento exponencial de las exportaciones de GNL.
El rango de precios más probable para el primer semestre de 2025 se sitúa entre $3.50-$4.50/MMBtu, con picos potenciales hacia $5.00/MMBtu si las condiciones climáticas se tornan especialmente severas. Los participantes deben monitorear estrechamente los reportes semanales de inventario, las actualizaciones de demanda de gas de alimentación para GNL, y las proyecciones climáticas a corto plazo.
