CEO de EQT Toby Rice: Centros de Datos Impulsan Demanda de Gas

Contexto

El CEO de EQT, Toby Rice, abordó los precios de la energía, los mercados de gas natural licuado (GNL) y la creciente huella de los centros de datos hiperescalables durante una entrevista en el escenario de CERAWeek en Houston el 23 de marzo de 2026 (Bloomberg, 23 mar 2026). Sus comentarios subrayaron un giro estratégico en las conversaciones entre productores de gas: un cambio estructural del lado de la demanda impulsado por la infraestructura en la nube y las cargas de trabajo de IA, más que por movimientos cíclicos puramente ligados a commodities. Rice enmarcó el debate alrededor de dos variables medibles: la velocidad del crecimiento del consumo de GNL y la demanda eléctrica incremental de los centros de datos, que en conjunto podrían remodelar los flujos regionales y la dispersión de precios entre hubs estadounidenses. Las observaciones se produjo cuando el gas de Henry Hub cotizaba en aproximadamente $3.60/MMBtu el 23 de mar de 2026 (Bloomberg), un nivel por debajo de los picos de los 12 meses anteriores pero por encima de mínimos plurianuales, lo que destaca la sensibilidad del mercado a incrementos modestos en la demanda.

Los comentarios de Rice deben leerse en el contexto de una producción sostenida en EE. UU. y de una capacidad de licuefacción global en expansión. La producción de gas natural seco de EE. UU. promedió aproximadamente 99.8 billion cubic feet per day (Bcf/d) en 2025, según la U.S. Energy Information Administration (EIA, 2025). La capacidad exportadora nominal de GNL global se ha ampliado materialmente en los últimos años; la International Energy Agency informó cerca de 550 million tonnes per annum (mtpa) de capacidad de exportación al cierre de 2025 (IEA, dic 2025), amplificando la vinculación entre los mercados domésticos de gas y los ciclos climáticos y de demanda internacionales. Esos desarrollos en el lado de la oferta significan que incluso una demanda aditiva relativamente modesta —medida en cifras bajas y simples de Bcf/d— puede tener impactos desproporcionados en los precios regionales y en los diferenciales de base.

Para los inversores institucionales que siguen las acciones energéticas y la infraestructura, las observaciones de Rice señalan la necesidad de revaluar los marcos de asignación de capital que previamente trataban la demanda eléctrica e industrial del gas como marginal. Los centros de datos no solo son consumidores finales de electricidad, sino que cada vez más impulsan el crecimiento de carga a largo plazo en zonas próximas a cuencas de gas no convencionales y corredores de gasoductos. Esa reorientación tiene implicaciones para el peaje de los gasoductos, los riesgos de congestión regional y la priorización de inversiones brownfield (reconversión) frente a greenfield (desarrollo nuevo). Este artículo examina los datos detrás de esos cambios, estima los incrementos potenciales de demanda y evalúa las implicaciones para los mercados vinculados al GNL y la estrategia de EQT.

Profundización de Datos

Cuantificar la demanda incremental potencial de gas por los centros de datos es un reto pero es esencial. Las estimaciones independientes varían: un escenario conservador de un conjunto de datos de la industria proyecta que la demanda eléctrica incremental relacionada con centros de datos podría traducirse en aproximadamente 0.5–1.5 Bcf/d de generación adicional a gas para 2030 en la EE. UU. continental, mientras que escenarios más agresivos vinculados a la expansión de IA e hiperescalado prevén 2–5 Bcf/d de demanda incremental (Rystad Energy, 2025; análisis de la IEA, 2025). El rango refleja supuestos sobre la eficiencia de refrigeración, generación a gas in situ frente a electricidad suministrada por la red, y la concentración geográfica de instalaciones cerca de pools de energía de bajo costo. Rice enfatizó en CERAWeek que los centros de datos ya están “cambiando las formas de carga” y que los operadores están tomando decisiones de infraestructura con una perspectiva de 10–20 años, lo que sugiere que las decisiones de asignación de capital a corto plazo asegurarán demandas regionales persistentes.

En el lado del GNL, la recuperación de la demanda global y la puesta en marcha de proyectos están cambiando al comprador marginal y la dinámica de precios. Los datos de la IEA muestran que el comercio global de GNL creció aproximadamente un 4% interanual en 2025, con nuevas trenes exportadores en EE. UU., Qatar y Mozambique aportando suministro incremental (IEA, 2025). Al mismo tiempo, las dinámicas estacionales europeas y asiáticas continúan impulsando una fuerte volatilidad de precios a corto plazo que se propaga de regreso a los mercados de base de EE. UU. a través de flujos de cabecera y la economía marítima. La interacción implica que Henry Hub en EE. UU. está cada vez más sujeto a una influencia de dos niveles: el balance doméstico de oferta y demanda y la optionalidad de las exportaciones que convierten gas doméstico en GNL indexado a precios internacionales cuando existe arbitraje.

Desde una perspectiva corporativa, las métricas operativas de EQT importan. Presentaciones públicas muestran que EQT redujo los costos en efectivo a nivel de pozo durante 2024–25 y se centró en programas de perforación de alto rendimiento, mejorando el flujo de caja libre por Mcf incluso cuando los cuellos de botella midstream restringieron la capacidad de salida durante ciertos meses (EQT 2025 Form 10-K, 2025). Esas mejoras operativas proporcionan un colchón frente a la intermitencia de precios, pero no inmunizan completamente a las compañías contra cambios estructurales que incrementen la volatilidad de base o requieran capex midstream incremental para atender nuevos focos de demanda. Los inversores deben monitorear los precios realizados, los diferenciales de base en hubs principales como Leidy, Dominion South y Apalaches, y las divulgaciones de EQT sobre compromisos de transporte firme.

Implicaciones para el Sector

La convergencia de la expansión del GNL y la demanda eléctrica impulsada por centros de datos crea ganadores y perdedores diferenciados a lo largo de la cadena de valor energético. Los gasoductos y las compañías de distribución local que puedan asegurar contratos firmes a largo plazo con hiperescaladores o con terminales de licuefacción de GNL capturarán retornos más predecibles y tendrán menor exposición a oscilaciones estacionales. Por el contrario, los gasoductos comerciales que dependen de diferenciales a corto plazo pueden ver una compresión de retornos si el consumo base se traslada a generación in situ o a regiones fuera de la huella de los gasoductos existentes. La asimetría ya es visible en los movimientos de base regionales: los gasoductos que sirven al noreste de EE. UU. experimentaron volatilidad en 2025 con spreads mensuales que oscilaron hasta $1.20/MMBtu frente a Henry Hub en meses extremos (datos mensuales de la EIA, 2025).

Para los exportadores de GNL, la elasticidad de la demanda por vía marítima determinará los incentivos marginales para recurrir al suministro estadounidense. Si la demanda asiática por GNL spot se mantiene por encima de 60 mtpa en 2026 —consistente con proyecciones de la IEA y de agentes del mercado—, las trenes estadounidenses que operan bajo contratos a largo plazo seguirán sustentando la actividad upstream, pero los flujos vinculados al spot podrían comprimir las dislocaciones estacionales domésticas. En el mercado de renta variable

(In equity market