Los precios del gas natural en Henry Hub registraron fuertes oscilaciones durante la primera mitad del año, con picos cercanos a USD 7/MMBtu en enero, impulsados por un vórtice polar y retiros récord de almacenamiento de 2.020 Bcf durante la temporada de invierno, un 4% por encima del promedio de 5 años. Luego, los precios cayeron con fuerza por debajo de USD 3/MMBtu a mediados de marzo, ya que el clima templado de primavera, las sólidas inyecciones de almacenamiento y el aumento de la capacidad de las terminales de exportación de GNL, incluidas Golden Pass y Corpus Christi Stage 3, reconfiguraron el equilibrio del mercado.
La historia estructural para 2026 sigue intacta: una base creciente de exportaciones de GNL está vinculando de forma constante los mercados domésticos de gas de EE. UU. con la demanda global, lo que establece un piso más firme para los precios de Henry Hub que el existente incluso hace dos años. Sin embargo, la dinámica de corto plazo está determinada por niveles saludables de almacenamiento, un clima templado en la temporada intermedia y una producción en aumento, factores que limitan los precios de verano antes de que vuelva a imponerse el riesgo de déficit de inyección para el invierno 2026-2027.
Pronóstico del precio del gas natural y predicción del precio del gas natural – Resumen
- Previsión del precio del gas natural para el segundo semestre de 2026: se espera que los precios de verano a corto plazo sigan contenidos por debajo de USD 3/MMBtu, ya que la acumulación de almacenamiento durante la temporada de inyección compensa la demanda de GNL. El catalizador clave para cualquier repunte significativo será el clima invernal: las olas de frío en el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027 podrían impulsar los precios con fuerza al alza a medida que vuelva a imponerse el ajuste estructural entre oferta y demanda.
- CASO BASE ~55%: USD 2,50-4,50/MMBtu – El almacenamiento termina la temporada de inyección un 7% por encima del promedio; los precios del tercer trimestre se mantienen cerca de USD 2,80-3,00/MMBtu antes de fortalecerse hacia el invierno. En el cuarto trimestre se observa un repunte estacional hacia USD 4,00-4,50/MMBtu, a medida que la demanda de gas de alimentación para GNL alcanza su punto máximo y vuelve la demanda de calefacción. El promedio anual de 2026 se mantiene cerca del objetivo de USD 3,50/MMBtu de la EIA.
- CASO ALCISTA/INVIERNO FRÍO ~25%: USD 5,00-8,00/MMBtu – Un invierno temprano o severo lleva el almacenamiento por debajo del promedio de 5 años para noviembre, activando la misma dinámica que empujó los precios de enero de 2026 hasta USD 7,72/MMBtu, además de una demanda continua de exportación de GNL de más de 17 Bcf/d, que deja poco margen de error. Se alcanza el objetivo estructural de Morgan Stanley de USD 5/MMBtu; extremos de frío podrían volver a acercar los precios a la zona récord de enero.
- CASO BAJISTA/INVIERNO TEMPLADO ~20%: USD 2,00-2,80/MMBtu – Un invierno templado deja el almacenamiento en línea con el promedio de 5 años o por encima de este hasta la primavera de 2027, limitando cualquier recuperación de precios en el cuarto trimestre. Una producción de más de 118 Bcf/d y la estacionalidad del mantenimiento del GNL mantienen cómoda la oferta. Los precios se desplazan hacia el nivel de USD 2/MMBtu, que la mayoría de los analistas considera un piso insostenible que eventualmente provocaría recortes de producción.
- Predicción del precio del gas natural para 2027: el STEO revisado de mayo de la EIA ahora proyecta que Henry Hub promediará USD 3,18/MMBtu en 2027, una baja del 11,5% frente a una previsión anterior de USD 4,60/MMBtu, ya que el fuerte crecimiento de la producción, de 124,0 Bcf/d, y los niveles saludables de almacenamiento reducen el ajuste esperado por la demanda de GNL. Goldman Sachs mantiene un objetivo más constructivo de USD 4,15/MMBtu para 2026-2027, mientras que el caso alcista estructural de Morgan Stanley, de USD 5/MMBtu, supone que reaparece un déficit de almacenamiento durante el invierno 2026-2027. La dirección desde los precios actuales, alrededor de USD 2,83/MMBtu, apunta al alza; la pregunta es a qué ritmo.
- Predicción del precio del gas natural para los próximos 5 años y más allá: las perspectivas de largo plazo de la EIA prevén que Henry Hub suba a USD 3,80/MMBtu para 2030, a medida que las exportaciones de GNL superen los 20 Bcf/d y la demanda de los centros de datos de IA agregue un nuevo piso de carga persistente. Deloitte es más alcista, con USD 5,40/MMBtu en 2030 y USD 6,35/MMBtu para 2040, impulsado por una demanda global sostenida de GNL desde Asia y Europa, y por necesidades de energía de los centros de datos en EE. UU. que superan la oferta. El piso estructural ha subido de forma permanente: con el GNL estadounidense ya en 17 Bcf/d y en aumento, los días de Henry Hub por debajo de USD 2/MMBtu como estado sostenido del mercado parecen cada vez menos probables.
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Gas natural análisis fundamental 2026: la reconexión global
El gas natural entra en el segundo semestre de 2026 en una posición paradójica: los fundamentos estructurales son más alcistas de lo que han sido en años —capacidad récord de exportación de GNL, crecimiento de la demanda eléctrica impulsada por la IA y disminución del número de plataformas activas en Haynesville—, pero los precios spot siguen por debajo de USD 3/MMBtu gracias a una primavera templada, al fuerte aumento del gas asociado del Pérmico y a niveles de almacenamiento muy por encima de las normas estacionales. Entender la tensión entre estas fuerzas bajistas de corto plazo y alcistas de largo plazo es clave para cualquier análisis del precio del gas natural significativo.
Exportaciones de GNL: el cambio estructural clave
El cambio estructural más importante en los mercados de gas natural de EE. UU. es la expansión continua de las exportaciones de GNL. En abril de 2026, los operadores de terminales de GNL de EE. UU. añadieron aproximadamente 0,9 Bcf/d de capacidad de exportación: Golden Pass LNG exportó su primer cargamento desde el Tren 1 el 22 de abril, sumando alrededor de 0,7 Bcf/d y convirtiéndose en la novena terminal operativa de exportación de GNL de EE. UU., mientras que Cheniere comenzó a aumentar la actividad del Tren 5 en Corpus Christi Stage 3, añadiendo otros 0,2 Bcf/d. La puesta en marcha del Tren 6 en Corpus Christi Stage 3 ya comenzó, y se espera que sume otros 0,2 Bcf/d en los próximos meses. La capacidad de exportación de GNL de EE. UU. ya alcanzó los 17,0 Bcf/d, su nivel más alto hasta la fecha.
Esto es importante para los precios domésticos del gas porque las exportaciones de GNL reducen directamente el volumen de gas disponible para almacenamiento y consumo interno. La EIA prevé que la demanda de gas de alimentación para GNL crezca un 9%, o 1,3 Bcf/d, en 2026 y un 11%, o 1,7 Bcf/d, en 2027, convirtiéndose en la principal fuente de demanda incremental durante el período de previsión. Cada Bcf/d de capacidad de GNL que entra en operación establece un piso más firme bajo Henry Hub; los precios sostenidos por debajo de USD 2,50/MMBtu son cada vez menos probables en un mundo con más de 17 Bcf/d de capacidad de exportación. La dependencia estructural de Europa del GNL estadounidense, mientras continúa reduciendo su dependencia del gas ruso por gasoducto, proporciona un ancla de largo plazo para esta demanda.
Producción: una oferta récord mantiene un techo sobre los precios
Mientras el GNL sostiene un piso estructural, la producción récord de gas natural en EE. UU. mantiene un techo sobre los precios de corto plazo. La producción comercializada de gas en los Lower 48 promedió 117,2 Bcf/d en el primer trimestre de 2026, un aumento del 4% interanual, impulsada principalmente por la producción de gas asociado de la cuenca del Pérmico, que aumenta de forma natural junto con la perforación de petróleo crudo incentivada por el entorno de precios más altos del petróleo tras el conflicto en Ormuz. La EIA prevé que la producción de los Lower 48 promedie 118,9 Bcf/d en 2026 y 124,0 Bcf/d en 2027, con el crecimiento desplazándose hacia el shale de Haynesville en 2027, a medida que los precios más altos del gas incentiven el despliegue de plataformas dedicadas. La producción de gas natural seco en los Lower 48 también crece de forma sostenida, con un aumento aproximado del 1% en 2026, liderado por la región del Pérmico y con nueva capacidad de transporte añadida, especialmente en el segundo semestre de 2026.
El principal riesgo de oferta para el caso alcista es que los propios productores están señalando que esperarán a que las instalaciones de GNL, las plantas eléctricas y los centros de datos absorban la oferta existente antes de aumentar de forma significativa la actividad de perforación. El número de plataformas activas en Haynesville sigue siendo insuficiente, pese a una mejora moderada. Esta disciplina de producción significa que cualquier sorpresa sostenida de la demanda —un invierno temprano, una aceleración en la construcción de centros de datos o una interrupción de mantenimiento en el GNL— podría ajustar rápidamente el mercado más allá de lo que la producción actual puede absorber. Estos son algunos de los principales factores que afectan el precio del gas natural dentro del escenario alcista.
Almacenamiento: por encima del promedio ahora, con riesgo de déficit para el invierno
El gas natural disponible en almacenamiento subterráneo en EE. UU. totalizó 1.908 Bcf a fines de marzo de 2026, un 4% por encima del promedio de 5 años, tras una temporada de retiros de invierno de 2.020 Bcf, un 4% más que la norma estacional. El almacenamiento avanza cómodamente durante la temporada de inyección; la EIA espera que los inventarios terminen octubre un 7% por encima del promedio de los 5 años anteriores. Este superávit saludable de almacenamiento es la principal razón por la que los precios spot se mantienen por debajo de USD 3/MMBtu durante el verano, y explica la revisión a la baja del 11,5% en la previsión de la EIA para 2027, de USD 4,60 a USD 3,18/MMBtu. Sin embargo, la dinámica del almacenamiento puede cambiar rápidamente: una demanda que supere a la oferta en 1,6 Bcf/d en 2027, según las propias proyecciones de la EIA, incluso con precios revisados a la baja, significa que cualquier interrupción en la producción o una llegada temprana del invierno podría convertir el superávit de almacenamiento en déficit en cuestión de semanas. Esta dinámica es clave para entender cómo afectan los inventarios al precio del gas natural.
IA, centros de datos y demanda eléctrica
Un nuevo impulsor estructural genuino ha entrado en la ecuación de la demanda de gas natural: la expansión de los centros de datos de hyperscalers. Google, Amazon y Microsoft están desplegando cada vez más generación eléctrica a gas natural como complemento confiable de carga base para las energías renovables intermitentes, lo que añade aproximadamente 0,5 Bcf/d acumulados a la generación eléctrica con gas hasta 2026. La demanda de electricidad de las operaciones de IA y centros de datos está creciendo entre un 2% y un 3% anual, y el gas natural —despachable, abundante y disponible bajo demanda— es el principal beneficiario. La EIA modela esto como un desplazamiento alcista sostenido en la línea base de consumo de gas del sector eléctrico, que sigue creciendo hasta 2030.
Pronóstico de demanda: el GNL y la electricidad impulsan el crecimiento
La demanda total de gas natural en EE. UU., incluidas las exportaciones, aumenta un 2% en 2027 y supera la oferta total —producción más importaciones— por primera vez desde que comenzó la era de exportaciones de GNL. La EIA prevé que la demanda total alcance los 119 Bcf/d en 2027, más de 1 Bcf/d por encima de la oferta total, lo que contribuye a equilibrios de mercado más ajustados que respaldan directamente precios más altos. Los principales motores del crecimiento de la demanda son el aumento de las exportaciones de GNL y la generación eléctrica; como contrapeso, el consumo combinado industrial, residencial y comercial disminuye un 3% en 2026 y se mantiene estable en 2027, a medida que se modera la actividad industrial y se normaliza el clima. Esta dinámica ayuda a explicar cómo influye el GNL en el precio del gas natural y por qué la demanda eléctrica es cada vez más importante para las perspectivas del precio del gas natural.
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Pronóstico del precio del gas natural: panorama técnico
Desde una perspectiva técnica, la acción semanal del precio del gas natural de EE. UU. (spot) muestra un canal ascendente que comenzó a formarse a comienzos de 2024, reflejando la mejora estructural de los fundamentos del mercado a medida que aumentaron las exportaciones de GNL y terminó la era de sobreoferta posterior al COVID. Si bien el pico de enero de 2026 puso a prueba la banda superior de este canal —un máximo explosivo impulsado por las condiciones del vórtice polar—, desde entonces el precio volvió al extremo inferior de la estructura.
El soporte inferior del canal se ubica cerca de USD 3/MMBtu, nivel probado repetidamente a comienzos de 2026 y que ahora actúa como un piso técnico clave. Una ruptura y cierre sostenido por debajo de USD 3 abriría el camino hacia USD 2/MMBtu, un nivel que la mayoría de los analistas considera insostenible dadas las dinámicas de exportación de GNL, pero posible en un escenario de invierno severamente templado. El rango medio del canal se sitúa alrededor de USD 4/MMBtu, que representa el destino más probable para los precios de cara al invierno 2026-2027. El límite superior, cerca de USD 5/MMBtu, coincide tanto con el objetivo estructural de Morgan Stanley como con la previsión anterior de la EIA para 2027, ahora alcanzable solo bajo un escenario de invierno significativamente más frío de lo normal.
El rendimiento pasado no es un indicador confiable de resultados futuros. Todos los datos históricos, incluidos, entre otros, los retornos, la volatilidad y otras métricas de rendimiento, no deben interpretarse como una garantía de rendimiento futuro.
Niveles técnicos clave: Henry Hub (NGAS)
| Nivel (USD/MMBtu) | Importancia | Escenario |
|---|---|---|
| $7.72 | Máximo mensual promedio histórico de enero de 2026; techo explosivo impulsado por el vórtice polar | Se requiere una repetición de frío extremo |
| $5.00 | Banda superior del canal ascendente; objetivo estructural de Morgan Stanley; máximos invernales previos | Caso alcista / invierno frío |
| $4.00–4.50 | Zona media-alta del canal; objetivo del caso base para el invierno 2026-2027; los futuros de diciembre de 2026 cotizan en esta zona | Caso base para el cuarto trimestre de 2026 |
| ~$2.83 | ⬤ Nivel actual del segundo trimestre de 2026; previsión de la EIA; soporte por debajo del canal en temporada intermedia | Actual: mínimo de la temporada de inyección |
| $3.00 | Banda inferior del canal ascendente; soporte técnico clave; piso del rango de consenso | Zona de rebote; vigilar posible ruptura |
| $2.00 | Mínimos de varios años; piso de sobreoferta posterior al COVID; insostenible con 17 Bcf/d de GNL | Caso bajista; solo temporal |
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¿Cuándo subirán los precios del gas natural?
Se espera que los precios de Henry Hub sigan contenidos durante el verano de 2026, alrededor de USD 2,80-3,00/MMBtu, antes de fortalecerse hacia el cuarto trimestre a medida que se acerca la temporada de calefacción y la demanda de gas de alimentación para GNL alcanza su punto máximo. El contrato de futuros de diciembre de 2026 ya cotiza por encima de USD 4/MMBtu, lo que refleja las expectativas del mercado de una recuperación invernal. El momento y la magnitud de esa recuperación dependen casi por completo del clima: un cuarto trimestre frío llevaría los precios hacia USD 4-5/MMBtu en el caso base; una repetición del vórtice polar podría volver a probar el rango de más de USD 7 visto en enero de 2026. Esta es una de las claves para evaluar gas natural subirá o bajará durante el resto del año.
¿Podrían caer más los precios del gas natural en 2026?
Una nueva caída por debajo del nivel de USD 2,50/MMBtu en el segundo semestre de 2026 es posible en un escenario de clima cálido, pero se considera insostenible dado el piso estructural de las exportaciones de GNL. En USD 2/MMBtu, los recortes de producción y las reducciones en el número de plataformas surgirían en cuestión de semanas, ajustando el mercado más rápido de lo que sugieren las tendencias estacionales. La previsión de la EIA para el segundo trimestre de 2026, de USD 2,83/MMBtu, probablemente representa el piso práctico de este ciclo en ausencia de un clima extremadamente cálido.
Predicción del precio del gas natural 2026: previsiones institucionales
Estas son las últimas predicciones del precio del gas natural de las principales instituciones, incorporando el pico de enero de 2026 y la posterior debilidad de la temporada intermedia:
Perspectivas de la EIA para el gas natural: USD 3,50/MMBtu en 2026, USD 3,18/MMBtu en 2027 (12 de mayo de 2026)
El STEO de mayo de la EIA es la revisión reciente más relevante. Tras un promedio mensual de USD 7,72/MMBtu en enero de 2026 —impulsado por un frío extremo y una temporada récord de retiros de 2.020 Bcf—, la agencia revisó sustancialmente a la baja su previsión para 2027 en un 11,5%, hasta USD 3,18/MMBtu desde USD 4,60/MMBtu, citando acumulaciones de almacenamiento y crecimiento de la producción más fuertes de lo esperado. Para 2026, se mantiene el promedio anual de USD 3,50/MMBtu, con el segundo trimestre en USD 2,83/MMBtu. Se espera que el almacenamiento termine la temporada de inyección el 31 de octubre un 7% por encima del promedio de los cinco años anteriores, una reserva cómoda que reduce el riesgo de precios a corto plazo. La producción en los Lower 48 promedió 117,2 Bcf/d en el primer trimestre de 2026, un aumento interanual del 4%, y la EIA prevé 118,9 Bcf/d para todo 2026 y 124,0 Bcf/d en 2027.
Goldman Sachs: USD 4,15/MMBtu (actualizado en enero de 2026)
Goldman Sachs elevó su previsión para Henry Hub en 2026 a USD 4,15/MMBtu en enero de 2026, citando un invierno más frío de lo esperado que ajustó el almacenamiento y un mayor crecimiento de las exportaciones de GNL desde Plaquemines y Corpus Christi Stage 3. El banco destacó que las perspectivas de demanda secular del gas natural son sólidas y ve catalizadores importantes por delante en el aumento de la capacidad de exportación de GNL. El marco de Goldman se centra en el shale de Haynesville como región de oferta flexible: allí se necesita nueva perforación, pero es insuficiente con los precios actuales, lo que refuerza su objetivo de precio por encima del consenso.
Pronóstico gas natural de Morgan Stanley: USD 5/MMBtu (actualizado en diciembre de 2025, la visión institucional más alcista)
Morgan Stanley sigue siendo la voz institucional importante más alcista, con un objetivo para Henry Hub por encima de USD 5/MMBtu en 2026. El banco prevé que los déficits de almacenamiento reaparezcan durante el invierno 2026-2027, impulsados por flujos récord de gas de alimentación para GNL de más de 16,5 Bcf/d desde nuevos proyectos, como Plaquemines y Golden Pass, junto con un consumo eléctrico acumulado de IA y centros de datos que aumenta entre 2 y 3 Bcf/d. Por el lado de la oferta, Morgan Stanley señala que la producción tiende a la baja, alrededor de 106-107 Bcf/d desde los máximos de septiembre de 2025, con descensos en Haynesville e incrementos insuficientes en el número de plataformas que dejan “poca capacidad excedente” a medida que el GNL se acerca a 20 Bcf/d. El clima es el principal factor de oscilación: unas condiciones invernales normales son suficientes para empujar los precios por encima de USD 5 bajo el modelo de Morgan Stanley; una ola de frío ampliaría significativamente ese potencial alcista. Cabe señalar que la previsión de Morgan Stanley es anterior a la revisión a la baja del almacenamiento realizada por la EIA en mayo y podría necesitar una actualización.
Previsión de Fitch Ratings para el gas natural: USD 4,1 (primer trimestre de 2026)
Fitch Ratings prevé Henry Hub en USD 4,10/MMBtu para 2026, citando equilibrios de mercado más ajustados por las adiciones de capacidad de GNL en EE. UU., como Plaquemines y Golden Pass, que compensan una producción estable en torno a 104 Bcf/d, con una demanda sostenida de Europa y Asia que proporciona un piso por encima del consenso de la EIA. La visión de Fitch se sitúa entre los USD 4,15 de Goldman y los USD 3,50 de la EIA, representando el punto medio del rango institucional.
Previsiones de gas natural basadas en IA para 2026
Los modelos basados en algoritmos muestran una trayectoria más moderada para 2026. Long Forecast proyecta Henry Hub en un promedio de USD 3,73 en julio y USD 3,65 en diciembre, con un rango anual para 2026 de USD 3,50-3,80/MMBtu y una recuperación gradual hacia USD 4,20/MMBtu a comienzos de 2027. WalletInvestor adopta una postura algorítmica más alcista, proyectando un promedio anual de USD 4,25/MMBtu con un pico cercano a USD 4,80/MMBtu en el cuarto trimestre, impulsado por aumentos en la demanda eléctrica de centros de datos e inviernos más fríos que erosionan el actual superávit de almacenamiento. Estos modelos capturan la dinámica de recuperación estacional, pero divergen de forma significativa de los supuestos más conservadores de oferta de la EIA.
Pronóstico gas natural próximos meses y más allá de 2030
Según la previsión de largo plazo de la EIA, Henry Hub alcanzaría USD 3,80/MMBtu para 2030, subiría a USD 4,20/MMBtu para 2040 y llegaría a USD 4,95/MMBtu para 2050, reflejando un crecimiento de las exportaciones de GNL por encima de 20 Bcf/d que compensa la presión de las energías renovables, mientras la producción aumenta de forma moderada.
Deloitte prevé USD 5,40/MMBtu en 2030 y USD 6,35/MMBtu para 2040, impulsado por una demanda global sostenida de GNL desde Asia y Europa, y por necesidades de energía de los centros de datos en EE. UU. que superan el crecimiento de la oferta.
El piso estructural ha subido de forma permanente: con el GNL estadounidense ya en 17 Bcf/d y en aumento, los precios por debajo de USD 2/MMBtu son cada vez más una anomalía histórica. El principal riesgo de largo plazo es el ritmo al que las energías renovables desplazan al gas natural en la matriz eléctrica de EE. UU., algo que la mayoría de los escenarios principales proyecta como gradual, no abrupto, hasta 2035.
Al buscar futuras predicciones del precio del gas e intentar evaluar las perspectivas de largo plazo para los precios del gas natural, ten en cuenta que las previsiones de los analistas pueden estar equivocadas. Las proyecciones de los analistas se basan en estudios fundamentales y técnicos del rendimiento del activo, pero el rendimiento pasado nunca garantiza resultados futuros.
Siempre realiza tu propia investigación y recuerda que tu decisión de operar depende de tu actitud frente al riesgo, tu experiencia en este mercado, la diversificación de tu cartera de inversión y qué tan cómodo te sientas con la posibilidad de perder dinero. Nunca inviertas más dinero del que puedes permitirte perder.
Historial del precio del gas natural
Los precios de Henry Hub han recorrido un arco extraordinario desde el mínimo pandémico de USD 1,63/MMBtu en junio de 2020: subieron durante la recuperación posterior al COVID, alcanzaron un máximo de 14 años de USD 9,85/MMBtu en agosto de 2022 por los temores sobre la oferta derivados del conflicto entre Rusia y Ucrania, volvieron a caer por debajo de USD 2 a comienzos de 2023, se recuperaron durante el aumento de las exportaciones de GNL en 2024 y ahora completan otro giro dramático: desde menos de USD 2 a comienzos de 2024 hasta USD 7,72/MMBtu en enero de 2026, para volver a caer por debajo de USD 3 en primavera. Esta evolución del precio del gas natural muestra cómo el mercado sigue siendo muy sensible a los cambios en la oferta, la demanda, el clima y las exportaciones de GNL.
2020-2021: mínimo por COVID y recuperación
Henry Hub cayó a un mínimo de varias décadas de USD 1,63/MMBtu en junio de 2020, ya que el COVID-19 golpeó la demanda industrial y el clima templado de verano redujo el consumo eléctrico. Los precios se recuperaron con fuerza durante 2021, con un promedio de USD 3,91/MMBtu, un aumento del 91%, a medida que la demanda posterior a la pandemia repuntó, las exportaciones de GNL crecieron y el aumento de la oferta quedó rezagado. Los precios del gas natural en EE. UU. subieron un 47% en 2021, mientras que el TTF europeo avanzó un 268% y el índice de referencia asiático JKM ganó un 113%, anticipando la crisis energética global que vendría después.
2022: repunte por Ucrania hasta USD 9,85/MMBtu
La invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022 y la crisis del gas en Europa resultante impulsaron Henry Hub hasta un máximo de 14 años de USD 9,85/MMBtu el 29 de agosto de 2022, el nivel más alto desde 2008. Los futuros del TTF europeo alcanzaron niveles de tres dígitos mientras el continente buscaba reemplazar el gas ruso por gasoducto con GNL. Los precios en EE. UU. promediaron USD 6,42/MMBtu durante todo 2022, el promedio anual más alto desde 2008, antes de caer con fuerza durante el segundo semestre de 2022, cuando el clima templado y las exportaciones récord de GNL coincidieron con un mercado en estabilización.
2023: caída por sobreoferta por debajo de USD 2
A comienzos de 2023 surgió una fuerte sobreoferta, a medida que se rompieron récords de producción y un invierno templado dejó el almacenamiento un 19% por encima del promedio de 5 años. Henry Hub comenzó 2023 en USD 4,38/MMBtu, pero cayó por debajo de USD 2/MMBtu en febrero, sus niveles más bajos desde 2020, antes de recuperarse hasta USD 2,91/MMBtu para el promedio anual. El superávit de almacenamiento acumulado durante 2023 estableció el piso para un período prolongado de presión sobre los precios, clave para entender por qué baja el gas natural en fases de exceso de oferta.
2024-2025: aumento del GNL y recuperación gradual
Las exportaciones de GNL crecieron un 26% en 2025 a medida que Plaquemines LNG y Corpus Christi Stage 3 aumentaron su actividad, ajustando los equilibrios domésticos e impulsando una recuperación gradual de los precios. Henry Hub volvió a superar los USD 3/MMBtu en el primer semestre de 2024 antes de caer nuevamente a USD 2/MMBtu en el tercer trimestre, y luego recuperarse hacia el cierre del año. El vórtice polar del invierno de 2025 empujó brevemente los precios por encima de USD 5/MMBtu, con un promedio de USD 3,53/MMBtu para todo el año.
2026: máximo récord en enero y posterior caída en temporada intermedia
Henry Hub alcanzó un promedio mensual récord de USD 7,72/MMBtu en enero de 2026, el más alto jamás registrado, ya que un vórtice polar provocó retiros récord de almacenamiento de 2.020 Bcf durante la temporada de calefacción. Luego, los precios cayeron por debajo de USD 3/MMBtu a mediados de marzo, cuando regresó el clima templado de primavera, el almacenamiento se normalizó y Golden Pass y Corpus Christi Stage 3 comenzaron a añadir capacidad de exportación de GNL. A comienzos de junio de 2026, el contrato del mes más cercano cotiza cerca de USD 2,80-3,00/MMBtu, mientras que los futuros de diciembre de 2026 se mantienen por encima de USD 4, la expresión más clara de la expectativa del mercado de que el invierno volverá a reforzar el caso alcista. Esta evolución del precio del gas natural muestra cómo los cambios de clima, almacenamiento y GNL pueden modificar rápidamente la dirección del mercado.
Fuentes:
- EIA Short-Term Energy Outlook, 12 de mayo de 2026
- EIA STEO — Sección de gas natural, mayo de 2026
- IEA Gas Market Report Q3 2025
- EIA Annual Energy Outlook — Narrativa sobre gas natural
- American Gas Association — Natural Gas Market Indicators, 15 de mayo de 2026
- CME Group — Futuros de gas natural Henry Hub
- FRED / St. Louis Fed — Precio spot del gas natural Henry Hub
Otros recursos:
- Pronóstico y predicciones del precio del petróleo 2026
- Pronóstico y predicciones del precio del oro 2026
- Pronóstico y predicciones del Dow Jones 2026
- Pronóstico y predicciones del Nasdaq-100 2026
- Pronóstico y predicciones del EUR/USD 2026
- Pronóstico y predicciones de la lira turca 2026
- Pronóstico y predicciones de la libra esterlina 2026
- Pronóstico y predicciones del precio de la plata 2026
- Pronóstico y predicciones del IBEX 35 2026
