Choque de oferta de gas natural eleva los precios

Párrafo inicial

Los mercados globales de gas natural han entrado en un periodo de estrés agudo impulsado por un ajuste de la oferta y una reactivación de la demanda, lo que empujó los precios de referencia del mes más cercano significativamente al alza en el primer trimestre de 2026. Los futuros Henry Hub cerraron cerca de $6.75/MMBtu el 20 de marzo de 2026 (CME Group), un nivel aproximadamente 45% por encima del promedio del T1 2025 y la lectura estacional comparable más alta desde 2022. Los índices europeos TTF y asiáticos JKM han reflejado una volatilidad aún mayor, con ensanchamientos de los diferenciales regionales mientras el arbitraje de GNL y las limitaciones de gasoducto compiten por cargamentos. Este artículo sintetiza los últimos desarrollos del lado de la oferta, cuantifica el desequilibrio del mercado con puntos de datos contemporáneos y mapea los ganadores por sector y los riesgos estructurales para inversores institucionales y equipos de tesorería corporativa. Las fuentes citadas incluyen CME Group, la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA), la Agencia Internacional de la Energía (IEA) y Yahoo Finance (21-mar-2026).

Contexto

La escasez de gas natural que se hizo visible a finales de 2025 se aceleró hasta convertirse en un choque de oferta global a principios de 2026 tras una confluencia de factores que redujeron la capacidad de exportación disponible y demoraron las paradas de mantenimiento programadas. Según los datos de cierre de año de la EIA, las exportaciones netas de GNL de EE. UU. aumentaron a 11,2 Bcf/d en 2025 —un incremento de aproximadamente 28% interanual— apretando los balances domésticos y reduciendo el colchón disponible para la demanda eléctrica e industrial interna (EIA, dic 2025). Al mismo tiempo, la IEA informó el 15 de enero de 2026 que las entradas por gasoducto a Europa desde productores no pertenecientes a la UE cayeron casi un 60% interanual en el T4 2025 debido a una combinación de interrupciones contractuales y flujos voluntarios más bajos (IEA, ene 2026). La interacción de una actividad industrial más intensa en Asia, un invierno más frío de lo normal en partes del Hemisferio Norte y una capacidad incremental de exportación constreñida produjo una rápida repricing entre hubs y vencimientos contractuales.

Estos desarrollos tienen consecuencias en la cadena de suministro más allá de los precios spot. Los tiempos de tránsito para cargamentos de GNL se están alargando a medida que los mercados de fletamento se tensan; S&P Global informó que el tiempo medio en ruta para travesías atlánticas aumentó casi un 12% entre el T4 2025 y el T1 2026 (S&P Global, mar 2026). La implicación práctica para los compradores es una ventana más estrecha para cubrir necesidades vía mercado spot y una prima correspondientemente mayor por suministro flexible. Para los vendedores, la tensión crea tanto expansión de márgenes en el corto plazo como incentivos a reasignar cargamentos hacia los mercados que paguen más, privilegiando a menudo hubs asiáticos sobre Europa o Latinoamérica dependiendo del flete y la capacidad de regasificación.

La estructura de mercado también importa: los inventarios de almacenamiento entraron en la temporada de recarga 2026 significativamente por debajo del promedio de cinco años en varias jurisdicciones. Las dinámicas de flujo desde el almacenamiento hacia el consumo, y de vuelta al almacenamiento durante la temporada de recarga, comprimen la optionality de las utilities y de los desks de trading que normalmente suavizan la volatilidad estacional. El colchón de inventario reducido amplifica la sensibilidad de los precios ante shocks de corto plazo como averías de plantas o picos de demanda inesperados.

Análisis detallado de datos

Los movimientos de referencia en marzo de 2026 proporcionan una instantánea cuantificable de la escala del choque. Los futuros Henry Hub del mes más cercano cotizaban a $6.75/MMBtu el 20 de marzo de 2026 (CME Group), aproximadamente 45% más que el promedio del T1 2025 y cerca de 120% por encima del mínimo de mediados de 2024. Los contratos month-ahead del European Title Transfer Facility (TTF) promediaron €38/MWh en el mismo periodo, representando una prima regional frente a dólares de aproximadamente $3.00–$4.00/MMBtu al ajustarlos por conversión y flete (ICE y bolsas regionales, mar 2026). Las valoraciones spot de JKM para Asia se dispararon de forma intermitente por encima de $12.50/MMBtu a principios de marzo, impulsadas por demanda incremental de GNL y suministro limitado desde la cuenca atlántica (Platts/JKM, mar 2026).

En el lado de la oferta, los datos de la EIA de diciembre de 2025 indican que la producción de gas natural seco de EE. UU. creció un 2,4% en 2025, pero ese crecimiento se concentró en un subconjunto de cuencas con distintas restricciones de salida (EIA, dic 2025). Los diferenciales de las cuencas Permian y Marcellus frente a Henry Hub se ampliaron en $0.30–$0.90/MMBtu en el T1 2026 a medida que los límites de nominación de gasoducto y el mantenimiento programado redujeron los flujos hacia terminales de exportación. A nivel global, la IEA señala que los arranques demorados de dos trenes de GNL importantes programados para 2026 pospusieron aproximadamente 13 Mtpa de nueva capacidad, una cifra suficiente para apretar los balances bajo las trayectorias de demanda actuales (IEA, ene 2026).

Las métricas del lado de la demanda corroboran la presión sobre la oferta. Las importaciones asiáticas de GNL aumentaron un estimado de 9% interanual en enero–febrero de 2026, lideradas por China y Corea del Sur a medida que la actividad industrial se aceleró tras los reajustes de la temporada de festivos (datos de aduanas y de importación nacionales agregados por inteligencia de mercado, feb 2026). El consumo europeo para generación eléctrica se mantuvo elevado respecto a ciclos recientes, con generación térmica a gas creciente aproximadamente 6% i.a. en el T1 2026 debido a que la producción nuclear e hidroeléctrica estuvo por debajo de las normas estacionales (ENTSO-E e informes regionales de despacho, mar 2026). Estos puntos de datos de demanda, combinados con las limitaciones de oferta descritas, sustentan la acción de precios observada.

Implicaciones sectoriales

Los beneficiarios inmediatos de los mercados de gas apretados son los exportadores de GNL y las empresas midstream con flujos contratados a largo plazo. Los exportadores estadounidenses con capacidad operativa disponible y carteras contractuales flexibles han capturado margen incremental a medida que los precios spot superaron los precios contractuales ajustados por tarifa de destino; estimaciones publicadas en resúmenes de la industria sugieren que los modelos tipo Cheniere de peaje y merchant vieron sus márgenes realizados expandirse entre $1.00–$2.00/MMBtu en el T1 2026 respecto al T1 2025 (análisis de la industria, mar 2026). Los operadores midstream con capacidad para aumentar el throughput —o para redirigir flujos hacia terminales de mayor valor— presentan apalancamiento de ingresos al alza en el corto plazo.

Por el contrario, las utilities y los consumidores industriales con cobertura limitada están expuestos a una fuerte compresión de márgenes. Las utilities europeas dependientes de cargamentos spot han afrontado déficits de aprovisionamiento y aumento de bala