Los precios del gas natural subieron en Asia, Europa y Estados Unidos durante la semana del 26 al 30 de octubre de 2026, impulsados por las mayores expectativas de demanda invernal y por renovadas preocupaciones sobre el suministro, según la actualización semanal de precios publicada por Global LNG Hub y basada en datos de JOGMEC. El referencial spot de GNL del noreste de Asia, JKM, y el referencial europeo TTF subieron por previsiones de temperaturas más frías y por las perturbaciones en Oriente Medio, mientras que el referencial estadounidense Henry Hub ganó terreno tras el paso del contrato a la entrega de diciembre, a pesar de las previsiones de un clima suave en Estados Unidos. En Asia, la valoración del JKM para la entrega de diciembre subió hasta la parte baja de los 34 USD/MBtu el 30 de octubre, desde la parte alta de los 31 USD/MBtu registrada el fin de semana anterior (23 de octubre).
A comienzos de semana, el JKM subió hasta la parte baja de los 33 USD/MBtu el 26 de octubre, impulsado por el alza de los precios del gas europeo vinculada al descenso de las temperaturas y a los bajos niveles de almacenamiento subterráneo de gas en Europa. Después retrocedió hasta la mitad de los 32 USD/MBtu el 29 de octubre, ya que la débil demanda spot de los compradores del noreste de Asia, ante los precios elevados, y el regreso al mercado de algunos cargamentos afectados previamente por las perturbaciones en el Estrecho de Ormuz pesaron sobre el referencial. El JKM se recuperó hasta la parte baja de los 34 USD/MBtu el 30 de octubre, debido al aumento de la demanda invernal y a las renovadas preocupaciones por los riesgos de suministro procedentes de Oriente Medio.
Por otra parte, METI informó el 28 de octubre de que las existencias japonesas de GNL destinadas a la generación eléctrica se situaban en 2,15 millones de toneladas al 25 de octubre, es decir, 0,38 millones de toneladas menos que la semana anterior. En Europa, el precio del TTF para la entrega de diciembre subió hasta 34,0 USD/MBtu el 30 de octubre, desde 30,8 USD/MBtu el fin de semana anterior (23 de octubre, con entrega en noviembre). El referencial comenzó la semana en 31,7 USD/MBtu el 26 de octubre, ante las expectativas de un mayor uso de gas para la generación eléctrica tras la caída de la producción eólica y las paradas no programadas en instalaciones de producción de gas noruegas.
Se moderó hasta 31,4 USD/MBtu el 27 de octubre, a medida que aumentaban las llegadas de GNL a Europa, para subir después hasta 32,9 USD/MBtu el 28 de octubre por las previsiones de descenso de las temperaturas, la preocupación por el suministro de gas para el próximo invierno y la incertidumbre derivada de la parada de todos los trenes de licuefacción de Freeport LNG en Estados Unidos y de las perturbaciones en el transporte marítimo en Oriente Medio. El TTF cayó hasta 32,2 USD/MBtu el 29 de octubre, cuando el aumento de las importaciones de GNL y de los suministros por gasoducto desde Noruega compensó estas preocupaciones, pero volvió a subir hasta 34,0 USD/MBtu el 30 de octubre, fecha en que el contrato pasó a la entrega de diciembre, en un contexto de creciente inquietud por la situación en Oriente Medio y por la prolongación de una parada no programada en el yacimiento de gas de Oseberg, en Noruega. Según AGSI+, las reservas subterráneas de gas de la UE se situaban en el 74,7% el 30 de octubre, prácticamente sin cambios respecto al fin de semana anterior, tras haber alcanzado casi el 75% el 27 de octubre.
Las existencias eran un 10,5% inferiores a las del mismo periodo del año anterior y un 16,8% inferiores a la media de los últimos cinco años. En Estados Unidos, el precio de Henry Hub para la entrega de diciembre subió hasta 2,9 USD/MBtu el 30 de octubre, desde 2,6 USD/MBtu el fin de semana anterior (23 de octubre, con entrega en noviembre). El Henry Hub bajó hasta 2,6 USD/MBtu el 26 de octubre por las previsiones de clima suave que se extenderían hasta principios de noviembre, y después repuntó hasta 2,7 USD/MBtu el 27 de octubre en una corrección del mercado tras los descensos previos.
El 28 de octubre, cuando el contrato pasó a la entrega de diciembre, el Henry Hub subió hasta 3,0 USD/MBtu por las mayores expectativas de demanda invernal y el aumento de la demanda de gas de alimentación para las exportaciones de GNL. No obstante, la fuente señala que se espera que el impacto de la demanda invernal sea este año más limitado de lo habitual, ya que se prevé un invierno más cálido que la media en los 48 estados contiguos. Posteriormente, el Henry Hub retrocedió hasta 2,9 USD/MBtu el 30 de octubre, tras un aumento de las existencias de gas mayor de lo previsto en los últimos datos de almacenamiento de la EIA, una recuperación de la producción nacional de gas y una débil demanda de calefacción ante las previsiones de clima suave.
El Informe Semanal de Almacenamiento de Gas Natural de la EIA, publicado el 29 de octubre, mostró que las existencias de gas natural de Estados Unidos alcanzaban 3.724 Bcf al 23 de octubre, lo que supone un aumento de 80 Bcf respecto a la semana anterior, un 3,8% menos que en el mismo periodo del año anterior y un 1,0% por encima de la media de los últimos cinco años. Fuentes: Global LNG Hub, Actualización semanal de precios del gas natural: JKM, TTF y Henry Hub (2 de noviembre de 2026), citando a JOGMEC (journal.jogmec.go.jp); METI (comunicado del 28 de octubre de 2026); AGSI+ (datos de almacenamiento subterráneo de gas de la UE); Informe Semanal de Almacenamiento de Gas Natural de la EIA de EE. UU. (29 de octubre de 2026).
Fuente: globallnghub.com