Precios del gas en Waha caen por debajo de -$1.85/MMBtu

Párrafo inicial

El hub de gas natural Waha en el oeste de Texas registró precios por debajo de cero el 20 de marzo de 2026, cotizando hasta -$1.85/MMBtu, informó Bloomberg el 21 de marzo de 2026. Esa lectura local negativa —rara en los mercados mayoristas de gas de EE. UU.— subraya una desconexión creciente entre los picos regionales de producción en la cuenca Permian y la capacidad de transporte por ductos limitada. La divergencia de precios se tradujo en un diferencial aproximado de $4.95 frente a Henry Hub en esa misma fecha, lo que ilustra la magnitud del exceso local de oferta respecto de los referentes nacionales. Los productores de la región respondieron incrementando el flareo, reduciendo producción y, en algunos casos, reinyectando gas, medidas que tienen consecuencias ambientales y regulatorias además de implicaciones financieras para la planificación de capacidad midstream. Este artículo examina los impulsores, cuantifica la dislocación con datos y evalúa cómo el episodio reconfigura la asignación de capital a corto plazo y el riesgo regulatorio para actores centrados en el Permian.

Contexto

La lectura negativa en Waha no es un error de precio aislado; es el extremo visible de fricciones estructurales que se han acumulado a medida que la perforación dirigida al crudo en el Permian siguió expandiendo los volúmenes de gas asociado. En los últimos tres años los operadores aumentaron la densidad de perforación en los subcuencas Midland y Delaware para perseguir diferenciales del crudo, pero la capacidad de evacuación del gas asociado no escaló a la par. Los retrasos en infraestructura —permisos, construcción y restricciones de interconexión para nuevos gasoductos y capacidad de procesamiento— han dejado al hub intermitentemente excedido durante ciclos de mantenimiento o en periodos de baja demanda estacional. La cobertura de Bloomberg del 21 de marzo de 2026 destaca cómo los límites operativos en las rutas hacia Agua Dulce y las exportaciones por la Costa del Golfo acentuaron el cuello de botella ese día, forzando los precios spot en Waha a territorio negativo.

Este episodio debe leerse junto con los flujos macroenergéticos. Aunque la demanda de gas natural licuado (GNL) y el arbitraje internacional apretaron los mercados globales de gas en 2024–25, la capacidad de exportación de la Costa del Golfo de EE. UU. no absorbe de forma uniforme todo exceso regional de oferta debido a cuellos de botella intra-cuenca. El referente estadounidense Henry Hub, que cotizaba alrededor de $3.10/MMBtu el 20 de marzo de 2026 (CME Group), se mantuvo positivo y representativo de balances más amplios en Norteamérica, aun cuando Waha se desplomó por debajo de cero. La divergencia, por tanto, señala un problema regional de infraestructura y logística más que un colapso nacional de la demanda.

Históricamente, los precios negativos en mercados de materias primas son raros y típicamente de corta duración, ocurriendo cuando los flujos físicos no pueden transportarse o almacenarse de forma económica. En los mercados de gas suelen reflejar, en la mayoría de los casos, una incapacidad operativa inmediata para mover las moléculas al mercado. Para inversores y legisladores, el evento de Waha es un recordatorio de que la capacidad de evacuación e interconexión en el terreno es tan relevante para los precios como las tendencias de demanda global. Debe impulsar una reevaluación del riesgo de secuenciación inherente a proyectos de capital midstream y un análisis más cercano de cómo episodios temporales de precios negativos pueden afectar los resultados de cobertura de los productores y los métricos de crédito.

Profundización de datos

Tres puntos de datos discretos enmarcan la magnitud y las ramificaciones del episodio del 20 de marzo. Primero, Bloomberg informó el precio spot de Waha en -$1.85/MMBtu el 20 de marzo de 2026 (Bloomberg, 21 mar 2026). Segundo, los futuros y precios spot contemporáneos de Henry Hub estaban cerca de $3.10/MMBtu el 20 de marzo de 2026 (CME Group), lo que implica un descuento local frente a Henry Hub de aproximadamente $4.95 —un diferencial mucho más amplio que la norma histórica por debajo de $1 para el hub antes de que se acelerara el desarrollo en el Permian. Tercero, el gas de trabajo en almacenamiento en EE. UU. se reportó en alrededor de 1.720 Bcf al 13 de marzo de 2026, según la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA Weekly Natural Gas Storage Report, 19 mar 2026), aproximadamente 5% inferior interanual pero no en niveles que racionalicen el colapso completo de un precio spot regional.

Estos números, tomados en conjunto, indican que el problema no es un exceso agregado de oferta en EE. UU. sino congestión localizada. El diferencial Waha–Henry del 20 de marzo fue, en efecto, un cargo por congestión: los productores estaban dispuestos a aceptar recibos negativos en lugar de parar programas de perforación centrados en crudo. Las respuestas operativas sostienen esta interpretación. Comunicados provisionales de la Comisión de Ferrocarriles de Texas (Texas RRC) y divulgaciones de operadores mostraron que los productores aumentaron el flareo y, cuando estuvo disponible, emplearon la reinyección para gestionar volúmenes; un resumen industrial para 2025 citó una estimación de flareo en el Permian de aproximadamente 7.2% del gas asociado en promedio anual, según Texas RRC e informes de operadores (Texas RRC 2025 Annual Flaring Summary, ene 2026). El flareo redujo la necesidad física inmediata de capacidad de gasoducto pero incrementó el escrutinio regulatorio y los métricos de intensidad de carbono para las empresas de petróleo y gas.

Los diferenciales de precio también se tradujeron en impactos reales en el flujo de caja para distintos eslabones de la cadena de valor. Los ingresos por peajes midstream vinculados al volumen transportado sufrieron reducciones temporales, mientras que productores con coberturas limitadas sobre diferenciales regionales podrían enfrentar realizaciones locales negativas a pesar de referenciales nacionales positivos. Por ejemplo, un productor cubierto a Henry Hub pero que reciba importes negativos en Waha experimentaría riesgo de base equivalente al diferencial Waha–Henry; si no se cubre mediante coberturas de base regional, esa brecha se convierte en un perjuicio directo al flujo de caja. Esto no es teórico: presentaciones de varias empresas de exploración y producción a mediados de marzo de 2026 señalaron restricciones de base y de evacuación en su sección de MD&A (discusiones y análisis de la gerencia), indicando potenciales recortes y la probabilidad de gastos operativos incrementales relacionados con el flareo y el manejo de gas.

Implicaciones por sector

Los ganadores inmediatos del episodio son los proveedores midstream con capacidad de evacuación flexible y contratada, y los perdedores son los productores marginales centrados en petróleo donde el gas es un subproducto. Las compañías que poseen o controlan capacidad hacia el este desde el Permian hasta los puntos de procesamiento y exportación en la Costa del Golfo disfrutaron de una mejor captura de base aun cuando los hubs locales se movieron a terreno negativo. En cambio, independientes más pequeños que operan pozos de menor margen se enfrentaron a ingresos negativos