La producción de gas natural y las exportaciones de GNL de EE. UU. alcanzan máximos históricos en 2025
La producción de gas natural de EE. UU. promedió un récord de 118.5 Bcf/d en 2025, mientras que las exportaciones de GNL se dispararon un 26% hasta 14.6 Bcf/d, impulsadas por la nueva capacidad de Venture Global y Cheniere. La compresión de márgenes del cuarto trimestre golpeó a las acciones de licuefacción, pero la actividad de contratación y el ajuste de los inventarios globales han reactivado el sector desde entonces.
Producción récord liderada por la Cuenca Pérmica y Haynesville
La producción y comercialización de gas natural de EE. UU. alcanzaron un máximo histórico en 2025, al aumentar 5.3 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) hasta promediar 118.5 Bcf/d, según datos de la Administración de Información Energética (EIA) citados por Texas Border Business. Aproximadamente dos tercios de la producción provienen de tres regiones: Appalachia, la Cuenca Pérmica y el Haynesville Shale, que en conjunto representaron el 81% del crecimiento del año pasado. Appalachia aportó el 31% de la producción total y la Cuenca Pérmica el 23%, aunque el Pérmico registró el mayor incremento, con un aumento del 11% que representó cerca de la mitad del alza general. La mayor parte de ese crecimiento provino del gas asociado producido junto con el petróleo, respaldado por precios del crudo que se mantuvieron lo suficientemente altos como para sostener la actividad de perforación durante gran parte del año. La producción también se expandió en la región de Haynesville, en Luisiana y Texas, donde los mayores costos de los pozos se ven compensados por la cercanía a las terminales de exportación de GNL de la Costa del Golfo.
Las exportaciones de GNL se disparan a nuevos máximos
Las exportaciones de GNL de EE. UU. se dispararon con fuerza, alcanzando 569.3 mil millones de pies cúbicos solo en el mes de diciembre de 2025, según Texas Border Business, lo que convirtió a Estados Unidos en la mayor fuente de envíos de GNL a nivel mundial. ETF Trends informó que las exportaciones del año completo se dispararon un 26% interanual hasta un récord de 14.6 Bcf/d, impulsadas por la puesta en marcha de la planta Plaquemines de Venture Global y la finalización de la Etapa 3 de Corpus Christi de Cheniere Energy, ambas iniciadas a fines de 2024. Aproximadamente 9 Bcf/d de nueva capacidad de exportación alcanzaron la Decisión Final de Inversión (FID) en 2025, incluyendo proyectos de Venture Global, Woodside Energy y Sempra Infrastructure. Se espera que otros 2.4 Bcf/d entren en operación en 2026 provenientes de la Fase 2 de Plaquemines de Venture Global y del Tren 1 de Golden Pass de Exxon, y la construcción actual duplicará la capacidad de exportación de EE. UU. para 2031, según ETF Trends. A pesar de esta expansión, Texas Border Business señaló que los precios del gas natural no han subido de forma sustancial e incluso tocaron un mínimo de varias décadas en marzo de 2024.
La compresión de márgenes golpea a las acciones de licuefacción
El cuarto trimestre de 2025 trajo vientos en contra. ETF Trends informó que los diferenciales entre los índices de referencia de GNL europeo (TTF) y asiático (JKM) frente al precio Henry Hub de EE. UU. se comprimieron a entre $4 y $6 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) hacia diciembre, por debajo de los $8-$12/MMBtu del primer semestre del año. Con los costos de flete y regasificación consumiendo otros $1-$2/MMBtu, los márgenes spot cayeron brevemente por debajo de la tarifa fija estándar de licuefacción de $2-$3/MMBtu en diciembre. La licuefacción fue el subsector con peor desempeño del Alerian Midstream Energy Select Index en el año, con Cheniere cayendo un 17.1% y NextDecade un 22.4% en el cuarto trimestre; Venture Global además se vio afectada por la pérdida de un arbitraje frente a BP en octubre. Cheniere, el mayor productor de GNL de EE. UU., se mantuvo comparativamente protegida, con más del 90% de su cartera bajo contratos a largo plazo que cubren la producción prevista hasta mediados de la década de 2030. Energy Transfer suspendió en diciembre su proyecto Lake Charles LNG, de 2.2 Bcf/d, para priorizar en su lugar las inversiones en gasoductos.
La actividad de contratación apunta a un mayor crecimiento
Las condiciones han cambiado desde entonces. Las previsiones de clima frío y la caída de los inventarios de gas en Europa y el noreste de Asia desde comienzos de 2026 volvieron a impulsar al alza los índices de referencia globales, según ETF Trends, lo que convirtió a la licuefacción en el subsector de mejor desempeño del AMEI en lo que va del año hasta el 23 de enero. Tres proyectos que habían previsto alcanzar su FID en 2025 postergaron esas decisiones a la primera mitad de 2026: Delfin FLNG indicó a mediados de enero que espera alcanzar su FID en el plazo de un mes, Caturus Energy, matriz de Commonwealth LNG, apunta al primer trimestre, y Glenfarne firmó un acuerdo de compraventa para su proyecto Texas LNG con una empresa energética europea por 0.1 Bcf/d, lo que dejó al proyecto completamente contratado antes de la fecha prevista para su FID a comienzos de 2026. Por separado, la EIA informó que los desarrolladores de GNL de EE. UU. firmaron el mayor volumen de contratos de compraventa desde 2022, lo que subraya el interés continuo de los compradores por el suministro estadounidense, incluso mientras el sector atraviesa presión sobre los márgenes en el corto plazo.