Precios del gas natural hoy (13 de diciembre de 2025): Futuros en EE. UU. caen un 22% esta semana por el regreso del calor

Actualizado: Sábado, 13 de diciembre de 2025 (los precios reflejan los últimos cierres de mercado disponibles y los datos publicados hasta el viernes 12 de diciembre)

Los mercados de gas natural acaban de recordar lo rápido que puede cambiar el sentimiento en invierno. Tras un repunte impulsado por el frío a máximos de varios años a principios de este mes, los futuros de gas natural en EE. UU. se revirtieron bruscamente esta semana a medida que los modelos meteorológicos se volvieron más templados, la producción se mantuvo cerca de niveles récord y el almacenamiento—aunque se ajusta—siguió siendo cómodo para mediados de diciembre.

El resultado: una fuerte caída semanal en los precios de EE. UU., mientras el índice de referencia TTF de Europa se mantuvo cerca de mínimos de 19–20 meses debido a una oferta robusta y mejores perspectivas eólicas, y los precios spot de GNL en Asia bajaron hacia mínimos de varios meses ante la amplia disponibilidad de cargamentos y una demanda débil por el clima suave. ^[1]

A continuación, un resumen detallado de los principales factores de esta semana, además de una perspectiva para la próxima semana (15–19 de diciembre) centrada en el riesgo meteorológico, los flujos de GNL, los informes de almacenamiento y los catalizadores clave que podrían hacer que los precios vuelvan a moverse en cualquier dirección.

Precios del gas natural esta semana: las cifras a las que reaccionan los operadores

Estados Unidos: Henry Hub / NYMEX

Los futuros de enero de NYMEX cerraron el viernes en $4.113 por mmBtu, una baja de 11.8 centavos (–2.8%) en el día y aproximadamente un 22% menos en la semana, tras tocar el nivel intradía más bajo desde el 31 de octubre. ^[2]
La caída siguió a la fuerte bajada del jueves, cuando los futuros de enero cayeron casi 8% a $4.231, el mayor descenso porcentual diario desde marzo de 2025. ^[3]
En el mercado spot, la actualización semanal del mercado de la EIA mostró que el precio spot de Henry Hub bajó de $5.20 (5 de diciembre) a $4.61 (10 de diciembre)—un retroceso visible a medida que las previsiones se suavizaron tras la ola de frío de principios de diciembre. ^[4]

Europa: Dutch TTF

El TTF neerlandés para el mes próximo se negoció alrededor de €26.76–€27.33 por MWh durante la semana—niveles no vistos desde abril de 2024—ya que los pronósticos más templados y una fuerte oferta presionaron el mercado. ^[5]

Asia: JKM GNL

El Japan-Korea Marker (JKM) se situó alrededor de $10.7–$10.8 por mmBtu, con Reuters señalando que el GNL spot asiático está en un mínimo de ~20 meses en medio de abundante oferta y clima templado. ^[6]

Por qué el gas natural de EE. UU. cayó fuertemente esta semana: el clima cambió y los fundamentales dieron argumentos a los bajistas

El factor más claro fue la meteorología—y la revalorización reflexiva del mercado sobre la demanda de calefacción.

Reuters informó que los pronósticos de clima más templado y menor demanda para la próxima semana ayudaron a llevar los futuros del gas natural estadounidense a un mínimo de más de un mes el viernes, aunque las extracciones de almacenamiento acaban de registrar cifras muy por encima de lo normal. ^[7]

Al mismo tiempo, la oferta se mantuvo elevada:

LSEG estimó la producción de los Lower-48 en alrededor de 109.7 Bcf/d en lo que va de diciembre, igualando esencialmente el récord establecido en noviembre. ^[8]
La fuerte producción ha ayudado a mantener los inventarios alrededor de un 3% por encima de lo normal para esta época del año, atenuando la urgencia que suele seguir a un golpe de frío a principios de invierno. ^[9]

La psicología del mercado también importó. Tras el repunte de precios a un máximo de 35 meses el 5 de diciembre, las revisiones a temperaturas más cálidas impulsaron rápidas tomas de ganancias y que los operadores a corto plazo “abandonaran el barco”, en palabras de un analista citado por Reuters. ^[10]

Barron’s también destacó la dinámica de “montaña rusa”: cuando el pronóstico se vuelve más cálido, los precios pueden caer rápidamente incluso si la demanda a largo plazo (exportaciones de GNL, calefacción invernal, consumo eléctrico) sigue siendo fuerte. ^[11]

El informe de almacenamiento que debería haber sido alcista—pero no lo fue

El jueves, la Administración de Información Energética de EE. UU. informó un retiro de 177 Bcf para la semana que terminó el 5 de diciembre—aproximadamente el doble del promedio de cinco años de extracción para la misma semana. ^[12]

Contexto clave de inventarios:

Gas en almacenamiento operativo: 3,746 Bcf
Aproximadamente un 3% por encima del promedio de cinco años, pero ligeramente por debajo del año pasado en esta época. ^[13]

Varios analistas señalaron la situación inusual: un retiro “grande” normalmente provocaría un repunte, pero el mercado se mantuvo enfocado en la señal de calor a mediados de diciembre, posponiendo efectivamente el entusiasmo alcista hasta que los modelos muestren otro riesgo significativo de frío. ^[14]

El GNL sigue siendo el factor decisivo—y está ajustando el mercado estadounidense incluso cuando los precios caen

Incluso después de la caída de precios de esta semana, EE. UU. está exportando enormes volúmenes de gas a través de GNL, lo que sigue remodelando los balances domésticos.

Reuters dijo que los flujos promedio de gas de alimentación a las ocho grandes plantas exportadoras de GNL de EE. UU. subieron a cerca de 18.8 Bcf/d en lo que va del mes, cerca de niveles récord. ^[15]

Ese tirón exportador es el telón de fondo para la historia más amplia de 2025:

Las exportaciones de GNL de EE. UU. alcanzaron un récord de 10.9 millones de toneladas métricas en noviembre, con Europa recibiendo alrededor del 70% de los cargamentos, según Reuters. ^[16]
Los titulares operativos también fueron relevantes este mes: Freeport LNG superó una breve interrupción y pareció recuperar capacidad a medida que se restablecieron los suministros de gas de alimentación, según Reuters. ^[17]

Compresión de márgenes: cuando el gas de EE. UU. sube pero Europa/Asia bajan

Un tema clave en los últimos días ha sido la compresión del diferencial de precios entre Henry Hub y el TTF de Europa.

Reuters informó que el aumento de los precios del gas en EE. UU. junto con referencias más suaves en Europa/Asia redujeron el arbitraje que financia las exportaciones de GNL, lo que aumenta la posibilidad de que las exportaciones puedan eventualmente reducirse si los márgenes se vuelven demasiado estrechos—aunque no necesariamente a corto plazo. ^[18]

Esto es relevante para el comercio a una semana porque conecta tres factores en movimiento:

Demanda impulsada por el clima en Henry Hub
Gas de alimentación/tiempo de actividad de plantas de GNL
Precios TTF y JKM (atracción global)

Europa: el TTF se mantiene bajo, pero el almacenamiento es materialmente más ajustado que el año pasado

Los precios del gas natural europeo se mantuvieron bajos esta semana incluso cuando el almacenamiento disminuyó—porque el suministro se ha mantenido fuerte (flujos de gasoductos noruegos + envío de GNL), y los pronósticos de clima/viento redujeron las necesidades inmediatas de calefacción y gas para generación eléctrica.

Reuters señaló que el TTF tocó un nuevo mínimo de 19 meses a mitad de semana (alrededor de €26.76/MWh) con temperaturas más suaves y un suministro sólido; el envío de GNL se describió como alto, y los flujos noruegos se reportaron por encima de 340 mcm/día en una actualización. ^[19]

La diferencia importante frente a 2023–2024: almacenamiento

Al 12/12/2025 (6AM CEST), los datos de Gas Infrastructure Europe mostraron:

El almacenamiento de la UE ~70.92% lleno (alrededor de 809.86 TWh almacenados) ^[20]

Una actualización de mercado citada por Reuters publicada el sábado informó que el almacenamiento de la UE ronda el 71,29%, frente al 80,89% en la misma época del año pasado—un endurecimiento estructural importante incluso si los precios están actualmente tranquilos. ^[21]

Una configuración de mercado que puede permanecer tranquila—hasta que no pueda

El último análisis de ING sostiene que el mercado de gas europeo está “más cómodo” a corto plazo debido a una ola de suministro de GNL y reglas de almacenamiento más relajadas, pero un menor almacenamiento hace que Europa sea más vulnerable a olas de frío o shocks de suministro, especialmente dado el posicionamiento especulativo en TTF (riesgo de un rally de cobertura de cortos). ^[22]

Asia: los índices de referencia de GNL bajan mientras los suministros se mantienen abundantes; las señales de demanda de China siguen siendo mixtas

El precio del GNL asiático se suavizó junto con Europa, y Reuters señaló que el GNL spot cayó a un mínimo de ~20 meses debido a la abundancia de suministro y el clima templado—condiciones que tienden a desalentar compras urgentes, pero que también pueden tentar a importadores sensibles al precio a volver al mercado spot. ^[23]

En cuanto a precios, el proxy de futuros JKM mostró niveles alrededor de $10,70/mmBtu al cierre del viernes. ^[24]

En cuanto a la demanda, los informes recientes de Reuters han enfatizado:

Los altos precios spot del GNL en 2025 restringieron las compras spot de China y podrían hacer que China quede detrás de Japón en importaciones anuales de GNL, aunque el invierno aún puede atraer cargamentos cuando llegan olas de frío. ^[25]

Pronósticos: lo que la EIA proyecta ahora para precios, almacenamiento y fundamentos de 2026

La Perspectiva Energética a Corto Plazo de diciembre de la EIA (publicada el 9 de diciembre) elevó su perspectiva invernal tras la ola de frío de principios de diciembre.

Puntos clave de la perspectiva de la EIA:

El precio spot Henry Hub se pronostica que promedie alrededor de $4,30/mmBtu esta temporada de calefacción invernal (nov–mar), 22% más alto que el invierno pasado. ^[26]
La EIA espera que diciembre tenga ~8% más días grado de calefacción que el promedio de 10 años, lo que impulsará una mayor demanda de calefacción de espacios. ^[27]
A pesar de precios invernales más fuertes, la EIA espera que el aumento de la producción ayude a moderar los precios el próximo año, con la producción de gas seco de EE. UU. pronosticada en alrededor de 109 Bcf/d en 2026. ^[28]
La EIA proyecta exportaciones de GNL de EE. UU. promediando 14.9 Bcf/d en 2025 y 16.3 Bcf/d en 2026—un apoyo estructural para la demanda incluso en semanas más cálidas. ^[29]

Perspectiva para la próxima semana (15–19 de diciembre de 2025): los catalizadores más probables para mover los precios del gas natural

Estos son los factores más probables para decidir si el mercado extiende la venta masiva de esta semana o se recupera.

1) Riesgo de modelos meteorológicos: el calor ya está descontado—por lo que la asimetría se invierte

Para el viernes, LSEG proyectó que la demanda de EE. UU. (incluidas las exportaciones) caería bruscamente la próxima semana en comparación con esta semana—una razón por la que los operadores vendieron agresivamente. ^[30]

La implicación para el mercado es sencilla:

Si los pronósticos se mantienen suaves, es difícil que los alcistas recuperen el control rápidamente.
Si los pronósticos de 6–10 días y 8–14 días se vuelven más fríos (o los HDD aumentan), el mercado puede recuperarse rápidamente—porque ya se ha producido mucha venta y la volatilidad invernal sigue siendo alta. ^[31]

2) Próximo informe de almacenamiento de EE. UU.: jueves, 18 de diciembre

El próximo informe de almacenamiento de la EIA está programado para 18 de diciembre según el calendario regular de publicaciones. ^[32]

También vale la pena señalar para la planificación de fin de año: el calendario de la EIA muestra cambios por días festivos a finales de este mes (por ejemplo, 24 de diciembre y 31 de diciembre los informes se publican el miércoles al mediodía). ^[33]

Por qué importa:

Otro retiro sobredimensionado podría sostener los precios solo si el riesgo climático no se desploma al mismo tiempo.
Un retiro menor (o cualquier señal de debilidad en la demanda) podría reforzar la narrativa de que “el almacenamiento es cómodo”.

3) Titulares sobre alimentación de GNL y paradas

Con la alimentación de gas cerca de niveles récord, cualquier interrupción inesperada de GNL (o reinicio) puede mover rápidamente los balances—especialmente durante el invierno. La atención reciente se ha centrado en el tiempo de actividad de las instalaciones (incluido Freeport) y la constante expansión de la capacidad de exportación. ^[34]

4) El patrón de viento y temperatura en Europa (y su impacto en el gas para generación eléctrica)

Los precios del gas en Europa han sido muy sensibles a los pronósticos de producción eólica esta temporada. La cobertura de Reuters esta semana señaló que las oscilaciones de la demanda impulsadas por el viento han sostenido los precios en ocasiones, incluso cuando el mercado en general se mantenía débil. ^[35]

5) Ajuste de almacenamiento en Europa: un factor alcista de combustión lenta

Incluso si el TTF está tranquilo ahora, los inventarios de la UE están notablemente por debajo del nivel del año pasado para mediados de diciembre—lo que significa que una ola de frío a finales de diciembre puede importar más de lo que los operadores esperan hoy. ^[36]

La conclusión para los precios del gas natural de cara a la próxima semana

Esta semana estuvo dominada por una clásica reversión invernal: un repunte impulsado por el frío seguido de una rápida venta una vez que aparecieron pronósticos más cálidos, amplificado por una producción estadounidense casi récord y un almacenamiento aún adecuado. ^[37]

Para la próxima semana, el mercado básicamente negocia una sola pregunta:

¿Se mantienen los pronósticos suaves el tiempo suficiente para que la demanda siga cayendo, o los modelos meteorológicos reintroducen el riesgo de frío que obliga a un repunte? ^[38]

Como siempre en diciembre, la respuesta “correcta” puede cambiar en una sola corrida de modelo—por eso la volatilidad del gas natural tiende a mantenerse elevada incluso cuando los precios caen.

Nota: Este artículo es solo para fines informativos y no constituye asesoramiento financiero ni de inversión.

References

Precios del gas natural hoy (13 de diciembre de 2025): Futuros en EE. UU. caen un 22% esta semana por el regreso del calor—Qué observar la próxima semana