El gas en EEUU y los desafíos para 2026: Cambios en la industria, precios y proyecciones

Los sectores de exploración y producción (E&P) de esquisto estadounidense y midstream de los 48 estados contiguos experimentaron un 2025 volátil y desafiante, probablemente muy distinto de lo que los operadores imaginaron en esta época el año pasado cuando la agenda de "dominio energético" de la segunda administración Trump estaba tomando forma. Con el WTI languideciendo por debajo de los 60 USD durante gran parte del año, las E&P de petróleo moderaron la actividad, y el recuento de plataformas dirigidas al petróleo cayó de 415 en enero a 386 para el Día de Acción de Gracias.

En contraste, los precios del gas Henry Hub se mantuvieron respaldados durante gran parte del año, con el mes próximo ahora por encima de los 5 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu). En resumen, los analistas de Rystad Energy consideran que hay más optimismo a largo plazo sobre el gas en la industria del petróleo y el gas de EEUU que quizás en cualquier otro momento en la memoria reciente, mientras que incluso los alcistas del petróleo más ardientes parecen reconocer los desafíos a corto plazo.

Año del gas y el GNL

En el contexto energético más amplio de EEUU, el año 2025 puso el gas natural en el punto de mira. El fin de la pausa en el GNL impuesta por la administración Biden generó una demanda futura de gas de alimentación de aproximadamente 7.600 millones de pies cúbicos por día (Bcfd) provenientes de los nuevos proyectos de exportación de GNL de la Costa del Golfo de EEUU, lo que duplicó la demanda total de gas de alimentación respecto a 2024 para 2030.

Sin embargo, cuando los proyectos de inversión de gas natural (FID) de la Costa del Golfo de EEUU de 2025 entren en funcionamiento a finales de esta década, las condiciones del mercado no se asemejarán a las de la ola anterior de proyectos de GNL (2016-2021). “Los umbrales de equilibrio del gas seco en los 48 estados miembros inferiores, y por lo tanto el Henry Hub, serán significativamente más altos. Al mismo tiempo, los precios del GNL se verán sometidos a una presión a la baja debido a las nuevas ofertas globales, lo que reducirá el diferencial entre el Henry Hub y los índices de referencia internacionales”, dicen los analistas de Rystad.

El mercado a corto plazo podría estar anticipando algunas de estas dinámicas. El diferencial entre la Facilidad de Transferencia de Título (TTF) y Henry Hub a principios de diciembre ronda los 4 dólares por MMBtu, el más bajo desde principios de 2021. Este será uno de los diferenciales más importantes a tener en cuenta en 2026, ya que Golden Pass LNG tiene previsto iniciar operaciones próximamente y alcanzar su capacidad máxima de 2,3 Bcfd.

Los costos y los plazos requieren un seguimiento minucioso, ya que nueve proyectos se encuentran actualmente en construcción en un contexto de mano de obra y cadena de suministro cada vez más restrictivo. La inversión de capital necesaria para construir plantas de licuefacción de GNL continúa aumentando, con un gasto de capital estándar que ahora se acerca a los $1,100-$1,200 por tonelada, aproximadamente un 20% más que en los proyectos aprobados en 2022-23. Los contratistas de ingeniería, procura y construcción (EPC) también están endureciendo los términos contractuales para trasladar un mayor riesgo de sobrecostos a los desarrolladores.

En el ámbito político y tecnológico en general, el gas ha cobrado protagonismo no gracias al GNL, sino a la competencia por la supremacía de la IA y al auge de los planes para desarrollar centros de datos alimentados por plantas de generación de energía a gas (así como por energías renovables). La capacidad de centros de datos que se construya y la correspondiente demanda de gas que represente requerirán un análisis minucioso en los próximos años. Rystad Energy seguirá de cerca los proyectos de centros de datos a nivel mundial en 2026 para refinar nuestras previsiones sobre la demanda de gas y energía que impulsarán.

Las perspectivas del petróleo en EEUU con un WTI por encima de los 55 dólares

Las empresas públicas estadounidenses de exploración y producción (E&P) centradas en el petróleo en 2025 desafiaron las expectativas, incluidas sus propias actualizaciones de orientación en mayo, de desaceleración de la producción, mientras que la producción petrolera del país alcanzó repetidamente un récord. “Estimamos que la mayoría de las empresas estadounidenses de E&P petroleras tienen un punto de equilibrio corporativo cercano a los 60 dólares por barril , un nivel en el que pueden mantener dividendos, recompras, intereses y gastos generales y administrativos (G&A) mientras perforan pozos de equilibrio (VAN10). Aun así, en nuestra estimación, se requeriría que los precios cayeran cerca de los 50 dólares por barril para iniciar recortes de gastos de capital que estimularían caídas directas de la producción”, dicen los analistas.

Y añaden: “Desencadenar caídas de la producción es desagradable por varias razones. En primer lugar, la caída de la producción aumenta los costos operativos por unidad y potencialmente conduce a una utilización subóptima de los activos intermedios. En segundo lugar, debido a las pronunciadas tasas de declive de los pozos de esquisto, recortar el gasto de capital demasiado drásticamente deja una mella en los volúmenes PDP (probados, en desarrollo y en producción) que generan flujo de caja y respaldan las valoraciones. Y tercero, cuando los precios vuelvan a niveles más altos, aumentar la perforación para alcanzar los niveles de producción anteriores es una subida más pronunciada, que requiere un salto más pronunciado en el gasto”.

Como resultado, cabría esperar que los operadores estuvieran dispuestos a reducir ligeramente sus ratios de pago a corto plazo para proteger la producción. Existe un precedente histórico en la era de la disciplina de capital. Cuando los precios del petróleo cayeron desde sus máximos de 2022, los operadores, tras demostrar su capacidad de mantener la disciplina, redujeron sus ratios de pago para preservar y destinar efectivo a la adquisición de inventarios a largo plazo mediante fusiones y adquisiciones (M&A). Con las posibles contribuciones de los gastos generales y administrativos y las sinergias operativas derivadas de las M&A en 2026, un ratio de pago más bajo podría permitir que las empresas de exploración y producción (E&P) defendieran el punto de equilibrio corporativo y mantuvieran los volúmenes en 55 dólares por barril de WTI.

Las ganancias de eficiencia aún tienen margen de mejora

Independientemente del entorno macroeconómico, es evidente que los operadores de esquisto seguirán adoptando nuevas tecnologías y generando mayor eficiencia operativa para reducir los costos unitarios. La eficiencia de perforación y terminación (D&C) continuó mejorando en 2025, a medida que los operadores se esforzaron al máximo para reducir los costos generales en un entorno macroeconómico petrolero más débil. El límite potencial para las ganancias de eficiencia se ha debatido durante varios años, pero creemos que aún hay margen para mejoras significativas. Los pozos laterales ultralargos siguen siendo un campo relativamente nuevo para los operadores de los 48 estados contiguos, y las mejores prácticas para la perforación y terminación de estos pozos seguirán evolucionando.

Las fracturas simul-frac han ganado una mayor cuota de mercado en los últimos años, y prevemos que los operadores aceleren sus esfuerzos hacia diseños de fracturación trimul e incluso quattro para lograr mayores economías de escala. Un obstáculo clave es el abastecimiento y la entrega del gran volumen de agua de fracturación necesario en un corto plazo para ejecutar las fracturas trimul y quattro. Aun así, la creciente prevalencia de posiciones de superficie contiguas, especialmente entre los operadores más grandes, permitirá un mayor desarrollo de plataformas. Esto conducirá a tramos laterales más largos y a la ejecución de fracturaciones simul, trimul y quattro a escala mediante técnicas de bombeo continuo. En conjunto, estas tendencias respaldan otro cambio radical en la eficiencia en los próximos años.

Por otra parte, el reciente uso por parte de ExxonMobil de coque de petróleo mezclado con apuntalante convencional para mejorar el rendimiento de los pozos ha renovado el interés de la industria en alternativas ligeras de apuntalante. Ante la creciente preocupación por el inventario de Nivel 1, es probable que los operadores intensifiquen la experimentación con nuevas mezclas de apuntalante para mejorar la recuperación.

Aumento de la exposición internacional

En 2026, también estaremos atentos a cómo las empresas de exploración y producción (E&P) estadounidenses revierten la tendencia de contracción de la década de 2010 y aumentan su exposición internacional. Continental Resources, una empresa privada con sede en Oklahoma, adquirió un bloque en el enorme yacimiento de esquisto de Vaca Muerta en Argentina el mes pasado, tan solo unos meses después de formar una empresa conjunta con TPAO para explorar y desarrollar recursos de esquisto en Turquía.

EOG también obtuvo una licencia de exploración de esquisto en los Emiratos Árabes Unidos, exploración convencional en Baréin y, potencialmente, en Alaska (aún por confirmar). Si bien movimientos como estos son indicativos de una industria de esquisto estadounidense más madura, no necesariamente indican el desafío a corto plazo, a menudo discutido, del inventario limitado de Nivel 1. Más bien, sirven como posibles opciones de crecimiento a mediano plazo que quizás no sean tan obvias en los 48 estados contiguos como lo fueron en el pasado bajo las condiciones macroeconómicas prevalecientes.