El gas natural sigue bajo presión, pero aumentan las posibilidades de recuperación

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Antón Kharitonov

06.05.2026

El gas natural sigue bajo presión, pero aumentan las posibilidades de recuperación — GAS NATURAL

El mercado del gas natural ya no es solo una simple «cuestión de materias primas»: se ha convertido en una compleja combinación de geopolítica, flujos de GNL, demanda energética derivada de la inteligencia artificial y limitaciones de infraestructura en Estados Unidos, Europa y Asia. El aumento de las tensiones en torno a Irán y el estrecho de Ormuz ha vuelto a avivar las preocupaciones sobre posibles interrupciones en el suministro de GNL, lo que ha empujado a los compradores europeos hacia las terminales estadounidenses a pesar de la producción récord y los elevados niveles de almacenamiento en Estados Unidos. Como resultado, los precios mundiales del GNL parecen relativamente ajustados, mientras que el Henry Hub sigue débil, lo que pone de relieve la brecha entre el exceso de oferta local y los cuellos de botella en la infraestructura global.

Este artículo ha sido traducido del original. Lea la versión original de nuestro corresponsal aquí.

El mercado interno de EE. UU. sigue teniendo un exceso de oferta: los precios al contado del Henry Hub rondan los 2,5-2,8 USD/MMBtu en un contexto de clima templado, elevados niveles de almacenamiento y una producción creciente, que podría acercarse a los 122 Bcf/d para 2027, impulsada por la cuenca del Pérmico, los Apalaches y Haynesville. La cuestión clave es la infraestructura: en algunas zonas del oeste de Texas, los precios ya han vuelto a caer en territorio negativo, lo que obliga a los productores a pagar para deshacerse del gas. Mientras tanto, la EIA prevé que las exportaciones de GNL de EE. UU. aumenten hasta alrededor de 17 Bcf/d en 2026 y de 18,5 a 20,5 Bcf/d en 2027, a medida que Golden Pass, Plaquemines y la fase 3 de Corpus Christi entren en funcionamiento, lo que reforzará la posición de EE. UU. como principal proveedor mundial de GNL.

Un nuevo motor estructural es el rápido crecimiento de la demanda de electricidad de los centros de datos de IA. Los analistas señalan que, para 2030, los centros de datos estadounidenses podrían necesitar hasta 8 Bcf/d adicionales de generación a gas, a medida que las hiperescaladoras y las empresas de IA construyen cada vez más soluciones localizadas o con un uso intensivo de gas para garantizar la fiabilidad del suministro eléctrico las 24 horas del día, los 7 días de la semana. Investigadores de la SIPA de Columbia y otros consideran que se trata de un cambio a largo plazo: el gas natural está pasando gradualmente de ser una materia prima cíclica a convertirse en un combustible estratégico para la infraestructura digital. Este escenario ya se refleja en la curva de futuros, donde los contratos a más largo plazo descontan un mercado más ajustado y volátil en comparación con el actual exceso de oferta al contado.

A corto plazo, el mercado sigue siendo sensible al exceso de oferta y a las condiciones meteorológicas: un verano templado y un crecimiento continuado de la producción podrían mantener los precios en el rango de 2,5-3,0 USD/MMBtu. Sin embargo, las perspectivas a medio plazo son cada vez más alcistas: el aumento de las exportaciones de GNL, el impulso de la demanda impulsado por la IA y la expansión gradual de las infraestructuras están configurando un escenario de 12 a 24 meses en el que los precios podrían pasar del rango actual de 2-3 USD/MMBtu a uno de 4-5 USD/MMBtu, especialmente si surgen perturbaciones significativas en la oferta o se acelera la demanda. Técnicamente, el mercado se encuentra actualmente confinado en un rango de 2,5-3,0, donde 3,0 actúa como nivel clave de ruptura, 3,4 como zona potencial de invalidación bajista y 4,0 como señal de un régimen alcista estructural.

A corto plazo, es probable que persista el comercio dentro de un rango, tal y como se señaló en el artículo de ayer «El gas natural se recupera gracias al apoyo del clima frío».

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