Los precios del gas natural en EE. UU. en Henry Hub se han mantenido por debajo de $3 por MMBtu debido a una sobra de suministro persistente que supera a la demanda estacional, con el contrato de septiembre abriendo a $2,778 por MMBtu antes de caer aún más.
La Administración de Información de la Energía informó una inyección de almacenamiento de 16 mil millones de pies cúbicos (Bcf) para la semana que terminó el 14 de agosto, prácticamente igual al consenso de 14-15 Bcf, pero por debajo del promedio de cinco años de 29 Bcf. Las reservas de gas en almacenamiento ahora se encuentran en 3,169 Bcf, 25 Bcf menos que el mismo período del año pasado, pero aún 198 Bcf, o 6,7%, por encima del promedio de cinco años de 2,955 Bcf. La inyección más estrecha que el promedio redujo la sobra a aproximadamente 185 Bcf, aunque los analistas señalan que una reducción semanal de 13 Bcf requeriría 14 semanas para eliminar la sobra—muy por encima del final de la temporada de inyección.
La acción de precios ha reflejado la desproporción. Después de cerrar a $2,690 el lunes, el contrato de septiembre cayó un 2% a aproximadamente $2,68, el más bajo desde el 7 de agosto. Una breve recuperación por encima de $2,80 ante pronósticos de calor se estancó en niveles de resistencia que han frenado los ganancias de verano, con los precios retrocediendo por debajo del bajo de miércoles por jueves.
La producción sigue siendo el principal impulsor de la sobra. La producción de gas seco en la región de los 48 estados alcanzó 112,0 Bcf por día el miércoles, un 2,7% más que el año anterior, con agosto promediando 111,6 Bcf por día frente a julio's récord mensual de 110,7 Bcf por día. Los productores no han ajustado la producción a pesar de los precios más bajos, ya que los pozos de esquisto y el gas asociado de la perforación de petróleo en el Permiano siguen fluyendo sin importar los niveles de Henry Hub. La desconexión estructural empeora, con la capacidad de transporte del Permiano expandiéndose a 1,5 Bcf por día el 1 de septiembre a través del oleoducto Hugh Brinson, lo que facilita aún más las restricciones de perforación de petróleo que genera gas asociado.
Los desequilibrios de la demanda han subdesempeñado. Las exportaciones de LNG a las nueve instalaciones principales promediaron 17,3 Bcf por día en agosto, solo 0,1 Bcf por día más que julio, mientras que la producción aumentó en aproximadamente 0,9 Bcf por día durante el mismo período. La quema de energía eléctrica también ha sido lenta, con la generación de gas para la electricidad 2% por debajo de los niveles récord a pesar de que la demanda total de energía eléctrica se acerca a los máximos históricos, ya que la generación de viento y solar desplazó la demanda marginal de gas. La generación solar aumentó un 21% y la generación de viento un 6% en la primera mitad de 2026.
El último pronóstico de la EIA para la Energía Corta-Término (STEO) refuerza el panorama pesimista. La agencia redujo su pronóstico de precio de Henry Hub para el tercer trimestre de 2026 a $2,87 por MMBtu, un descenso de 50 centavos desde el pronóstico del mes anterior, citando una demanda reducida de gas para la exportación de LNG y una producción récord. La revisión marca un cambio hacia abajo abrupto desde el STEO de julio, que había proyectado $3,37 por MMBtu para el tercer trimestre y $3,57 para el cuarto. La EIA ahora espera que los precios al contado se mantengan por debajo de $3,00 por MMBtu hasta noviembre, promediando $3,03 por MMBtu durante los cinco meses restantes del año.
Las proyecciones de inventarios refuerzan el panorama pesimista. La EIA espera que las reservas de gas natural alcancen un récord de 3,985 Bcf a finales de octubre de 2026, 19 Bcf más que su estimación de julio y 5% por encima del promedio de cinco años. La curva de futuros refleja este panorama, con contratos hasta septiembre de 2026 que se mantienen por debajo de $3,00 por MMBtu.
La demanda de exportación de LNG, a menudo vista como un piso estructural para los precios, también ha decepcionado. La EIA redujo su pronóstico de exportación de LNG para el tercer trimestre a 16,5 Bcf por día, un descenso de 0,2 Bcf por día desde el mes anterior, a pesar de que las flujos de gas para la exportación alcanzaron 17,3 Bcf por día en agosto. La reparación en Freeport LNG, que comenzó el 10 de julio y se espera que concluya a finales de agosto, ha eliminado 2,0 Bcf por día de capacidad de exportación—la mayor identificable demanda de mantenimiento. Incluso con el regreso de Freeport, el crecimiento de las exportaciones sigue limitado por las botellas de capacidad de licuefacción, no por la demanda.
Los mercados de gas internacional presentan un panorama contrastante, con los precios europeos en aumento ante las escaseces de suministro en Oriente Medio, pero el arbitraje no se ha traducido en mayores exportaciones estadounidenses debido a las restricciones de transporte. El oleoducto de transporte futuro incluye la expansión CP2 de Venture Global, que podría agregar 11,7 millones de toneladas por año de licuefacción máxima y casi 1,9 Bcf por día de capacidad de transporte, aunque tales adiciones no se esperan que se materialicen antes de 2027.
