Invierno extremo en el Norte y boom del GNL: el gas natural rompe récords en EEUU y redefine el mapa energético de Europa

Una ola polar histórica en Estados Unidos disparó el precio del gas natural a niveles nunca vistos, mientras Europa logra contener los valores gracias al aluvión de GNL estadounidense.

Gasoductos congelados. A pesar del frío, la expansión del GNL convirtió al mercado estadounidense en un nodo central del sistema energético global.

El invierno boreal (del hemisferio Norte) llegó con fuerza y volvió a sacudir al mercado energético mundial. En cuestión de días, el gas natural en Estados Unidos marcó máximos históricos, impulsado por una combinación explosiva de temperaturas extremas, caídas de producción por congelamiento y una demanda estructural cada vez más dominada por el gas natural licuado (GNL). Al mismo tiempo, Europa atraviesa un escenario paradójico: pese al frío, los precios retroceden gracias al flujo récord de cargamentos desde Norteamérica.

Según reveló el periodista Chris Newman en Natural Gas Intel, el índice spot de Henry Hub -referencia para los 48 estados contiguos de EEUU- superó esta semana los récords establecidos durante la tormenta Uri de 2021. El lunes alcanzó un máximo intradiario de u$s53,75/MMBtu, pulverizando el anterior techo de u$s30 registrado hace cinco años. El martes, el promedio fue de u$s28,28, con picos de u$s35, todos valores por encima de los hitos de aquella crisis invernal. Para dimensionar la magnitud del salto: durante Uri, el promedio había sido de u$s23,61/MMBtu.

El GNL cambió las reglas del juego

Detrás del rally aparece un cambio estructural profundo. Los flujos de gas destinados a exportación como GNL rozan actualmente los 20 Bcf/d (miles de millones de pies cúbicos diarios), prácticamente el doble de los niveles de 2021.

“El GNL es sin duda una parte mucho más estructural de nuestra industria que durante la época de Uri, y eso está teniendo un impacto”, explicó Patrick Rau, vicepresidente senior de investigación y análisis de NGI. Y agregó que la inminente entrada en operación del Tren 1 de Golden Pass, que aportará entre 0,7 y 0,8 Bcf/d adicionales, podría tensionar aún más el sistema.

La Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA) advirtió que un frente ártico está llevando temperaturas gélidas a los dos tercios orientales de EEUU, con mínimas cercanas a –10 °C en el Medio Oeste y el Noreste

La tormenta invernal Fern agravó el escenario: provocó congelamientos que alcanzaron casi 17 Bcf/d, reduciendo la producción estadounidense a 92,5 Bcf/d el domingo, justo cuando el frío se extendía desde Texas hasta Nueva Inglaterra, en una franja más amplia que la de Uri y Elliott (2022).

“Los impactos en la producción que observamos con Fern fueron similares a los de Uri, algo inesperado”, señaló Leticia Gonzales, directora general de precios de gas natural en Norteamérica de NGI. Y advirtió: “Parte de esto debería comenzar a recuperarse pronto y los precios bajarán, pero este tipo de volatilidad podría volverse habitual ahora que tenemos tanta demanda estructural adicional”.

Más volatilidad financiera y cuellos de botella físicos

El mercado también cambió desde el lado financiero. Hoy, inversores internacionales concentran una porción creciente del interés abierto en los futuros de Henry Hub tanto en CME como en ICE.

“Es probable que exista una diferencia estructural en la composición de los participantes del mercado de futuros respecto de hace unos años, lo que también podría estar afectando la volatilidad”, explicó Rau.

En paralelo, las limitaciones físicas alrededor de Henry Hub se intensificaron. La puesta en marcha de Plaquemines y el avance de nuevas terminales de exportación elevaron la competencia por el gas con generadoras eléctricas, exportaciones a México y demanda industrial.

“La demanda es mucho mayor en el área alrededor de Henry Hub debido principalmente al GNL, pero también a las exportaciones a México y al crecimiento energético e industrial”, detalló Dan Spangler, director de análisis de NGI. “El frío generalizado creó una competencia sin precedentes por suministros limitados”.

El resultado fue un mercado extremadamente errático: tras tocar máximos históricos, el precio spot retrocedió hasta u$s13,71/MMBtu, reflejando la violencia de los movimientos intradiarios.

En el segmento financiero, los futuros de febrero en Nymex llegaron a subir u$s15,25 en una sola jornada, cerrando en torno a u$s6,80/MMBtu. De acuerdo con Intermoney, el Henry Hub terminó una sesión reciente en u$s6,68, con una suba diaria del 27%, superando por primera vez desde la invasión rusa a Ucrania en 2022 la barrera de los u$s6.

Desde la consultora advirtieron, sin embargo, que parte del salto respondió al cierre de posiciones cortas, en un contexto donde las reservas aún se mantienen por encima del promedio histórico.

Europa: precios en baja, pero con reservas ajustadas

Del otro lado del Atlántico, el panorama es distinto. Según Euronews, el gas europeo de referencia TTF cayó por debajo de u$s10/MMBtu, acumulando una baja superior al 45% desde enero y de más del 90% respecto de los máximos de 2022, cuando llegó a rozar los u$s100/MMBtu.

La clave está en Estados Unidos. De acuerdo con datos de Kpler, el GNL norteamericano explicó cerca del 56% de las importaciones europeas este año, compensando la pérdida del suministro ruso.

Las reservas de gas de la Unión Europea se ubican por debajo del 46% de su capacidad, frente a un promedio quinquenal del 61%.

Con Asia mostrando una demanda relativamente débil y la capacidad exportadora estadounidense en expansión, Europa se convirtió en el principal destino del GNL. Este flujo constante redujo drásticamente el diferencial transatlántico: pasó de unos u$s12/MMBtu a comienzos de 2025 a apenas u$s4,8/MMBtu, el nivel más bajo desde 2021.

Hoy, el TTF se negocia a poco menos de u$s10/MMBtu, apenas el doble del Henry Hub, cuando durante la crisis energética la brecha había llegado a rozar los u$s90/MMBtu.

Aun así, persisten señales de alerta. Las reservas de gas de la Unión Europea se ubican por debajo del 46% de su capacidad, frente a un promedio quinquenal del 61%. En Alemania, el principal mercado regional, el almacenamiento ronda apenas el 67%, más de 20 puntos por debajo de los niveles estacionales normales.

Clima extremo y nueva normalidad energética

La Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA) advirtió que un frente ártico está llevando temperaturas gélidas a los dos tercios orientales de Estados Unidos, con mínimas cercanas a –10 °C en el Medio Oeste y el Noreste. Cada ola de frío profundo dispara la demanda de calefacción, presiona al sistema eléctrico y tensiona el balance del gas.

El mensaje de fondo es claro: el gas natural ya no responde sólo al clima. La expansión del GNL convirtió al mercado estadounidense en un nodo central del sistema energético global, exportando volatilidad junto con moléculas.

Como resumió un analista citado por NGI, Estados Unidos pasó de ser un mercado relativamente aislado a transformarse en la válvula de seguridad energética de Europa, pero a costa de una mayor sensibilidad a cualquier shock climático o productivo.

Con el invierno todavía en curso y nuevas terminales de exportación a punto de entrar en operación, todo indica que esta combinación de frío extremo, demanda estructural y finanzas globalizadas llegó para quedarse. Y que el gas natural, lejos de perder protagonismo en la transición energética, acaba de confirmar su rol como uno de los activos estratégicos del nuevo orden energético mundial.