El almacenamiento de gas natural supera los niveles récord en producción, y divide el sector en dos partes.

El EIA informó queSe han almacenado 40 mil millones de pies cúbicos de gas natural para la semana terminada el 4 de septiembre, lo cual supera los 31 Bcf que los analistas esperaban.Los precios del gas natural han disminuido.Bajo los $2.78/MMBtu según las noticias, alcanzando un mínimo en tres semanas..

El número de almacenamiento semanal es una forma de verificar la situación. El diagnóstico real es de tipo estructural: el suministro de gas natural en los EE.UU. supera la demanda interna a un nivel que mantiene los precios cerca de los niveles en los que muchos productores apenas logran cubrir sus costos. Sin embargo, esa sobreoferta genera un entorno favorable para los exportadores y las empresas que cobran tarifas, mientras que los productores nacionales puros se ven afectados negativamente.

Lo que ha sucedido esta semana es el mecanismo en su forma más simple. Los Estados Unidos están inyectando gas en los depósitos más rápido de lo que su consumo puede absorberlo, porque la producción ha alcanzado niveles récord. La producción de gas natural vendida por los Estados Unidos está en camino de…En 2026, el promedio será de 122.5 Bcf/d, superando el récord del año pasado de 118.5 Bcf/d.Solo en la primera mitad del año, la producción fue…Aumento del 4% año tras año..

La cuenca del Permiano, que produce gas como subproducto de la perforación de petróleo, es el mayor contribuyente en términos de producción. El crudo de West Texas…En promedio, fue de 84 dólares por barril durante el mes de julio; esto es mucho más que los límites regionales.Manteniendo en funcionamiento las plataformas petrolíferas y permitiendo que el gas relacionado fluya. La relación entre gas y petróleo aumenta a medida que la presión del reservorio disminuye; es decir, cada barril de petróleo extrae más gas. La formación Haynesville en Louisiana y Texas también contribuye a esto.Otro 1.1 Bcf/d en la primera mitad de 2026, en comparación con el mismo período del año anterior.Impulsado por la perforación de gas dedicada, que sigue siendo económica incluso a los niveles de precios actuales.

Luego está el factor del pipeline. Alrededor de4.5 Bcf/d de capacidad nueva en los pipelines de exportación se puso en funcionamiento en 2026.En varios casos, se realizó el trabajo unos meses antes de lo previsto. Estas líneas…Incluye el oleoducto de Energy Transfer, propiedad de Hugh Brinson; la expansión del proyecto Gulf Coast Express de Kinder Morgan; y el oleoducto Blackcomb.Se está transportando gas desde las cuencas de producción hacia la Costa del Golfo, donde se encuentran los terminales de exportación de LNG. La nueva infraestructura resuelve los problemas de congestión de ayer y crea los problemas de sobreoferta de mañana.

Aquí es donde el mercado se divide en dos realidades económicas diferentes.

En el ámbito doméstico, los precios siguen bajo presión. La previsión de la EIA para el precio promedio del mercado Henry Hub en 2026 es…$3.44/MMBtu, una disminución ligera con respecto al año anterior.En el centro local de Waha del período Permiano, los precios del gas son significativamente más bajos en comparación con Henry Hub.Entre $1.61 y $2.40 por MMBtu hasta mediados del año 2026.Los niveles de almacenamiento que entran en el otoño están en estado de reposo.4.8% más que el promedio estacional de cinco años.Y los inventarios de proyectos del EIA también…Se espera que llegue a 3,969 Bcf para el 31 de octubre. Esto representaría un aumento del 5% con respecto a la norma de cinco años previa al invierno..

Eso no es una crisis de almacenamiento. Los inventarios siguen estando en niveles normales.2.4% por debajo del mismo período del año pasado.Pero se trata de un sobreespalda estructural: hay suficiente “cojín” de oferta como para que los precios no aumenten mucho, a menos que haya un invierno muy frío o una crisis de demanda que obligue a una retirada rápida de las inversiones.

En el lado de la exportación, la situación económica cambia. Cheniere Energy, la mayor empresa estadounidense dedicada a la exportación de LNG, informó que…El EBITDA ajustado fue de 4.14 mil millones de dólares en la primera mitad de 2026, un aumento del 26% interanual. Al mismo tiempo, se registró una pérdida neta según los estándares GAAP de 434 millones de dólares.La discrepancia es instructiva. Cheniere perdió.Aproximadamente 3.4 mil millones de dólares en ajustes de marco a mercado para derivados de commodities.– El ruido contable que refleja la debilidad de los precios del gas doméstico en comparación con los precios internacionales de LNG, establecidos en contratos a largo plazo. Si se eliminan esos efectos no monetarios, lo que realmente importa es el flujo de efectivo generado por las operaciones comerciales. Cheniere aumentó su…La estimación para el EBITDA ajustado para todo el año 2026 es de entre 7.90 y 8.40 mil millones de dólares..

La ganancia estructural se obtiene de la compra de gas nacional a bajo precio y la venta de LNG a alto precio en el extranjero. El flujo de gas para producir LNG que llega a las principales instalaciones de exportación ha aumentado.18.1 Bcf/d en septiembre, en aumento respecto a 17.2 Bcf/d en agosto.Mientras Europa y Asia buscan suministros para reemplazar los envíos interrumpidos en Oriente Medio y para crear inventarios antes del invierno.

Esta bifurcación es importante, porque la mayoría de los inversores minoristas consideran el gas natural como una sola mercancía. Cuando los precios del gas natural bajan, se supone que todas las empresas relacionadas con el gas sufren igualmente. Pero en realidad, algunas empresas ganan dinero precisamente porque los precios domésticos son bajos.

Cheniere genera $2.79 mil millones en flujo de efectivo libre, con un valor de mercado de $57 mil millones. Su precio de venta es solo 10 veces los ingresos estáticos (19.7 veces en el período anterior, pero 14.5 veces en el futuro, a medida que el crecimiento avanza). Además, su rendimiento por dividendo es del 0.8%, y la empresa ha aumentado este valor durante un año consecutivo. Su deuda neta es de $23 mil millones, frente a $1.1 mil millones en efectivo. Esto significa que existe apalancamiento: $36 mil millones en deuda total frente a $11.5 mil millones en activos propiedad. Pero la trayectoria de los flujos de efectivo y la base de ingresos disminuyen, lo que permite cubrir esa deuda.

Comparado con los productores nacionales que enfrentan dificultades, Southwest Energy Partners (SWN) es un ejemplo de cómo funciona una empresa pequeña dedicada al sector de gas. Sus ingresos han disminuido en un 50% año tras año; su margen operativo y EBITDA son muy negativos, y su precio de venta es de 7 dólares por acción. Es una historia de supervivencia, no una oportunidad de inversión. Incluso los productores integrados de gran tamaño también enfrentan presiones, aunque sus ganancias por petróleo ayudan a compensar la debilidad en el mercado de gas.

La narrativa falsa aquí es la que sugiere el movimiento de precios: que la construcción de almacenes de 40 Bcf y los precios bajos del gas natural indican problemas para todo el sector del gas natural. Indican problemas para las empresas cuya economía depende del precio local en el mercado interno. Pero también indican oportunidades para las empresas cuya economía depende de la diferencia entre los precios locales e internacionales.

Los proyectos de la EIA indican que la producción de gas en los Estados Unidos seráSe espera que aumente a 4.5 Bcf/d en 2026 y a 4.6 Bcf/d en 2027. La región de Permian y Haynesville representará más del 70% de ese crecimiento.La capacidad del nuevo oleoducto seguirá creciendo a lo largo de la década. A menos que la demanda aumente más rápidamente que estos números… y las exportaciones de LNG son el principal motor de la demanda, el exceso de oferta en el mercado interno será un problema a largo plazo, no algo temporal.

Lo que cambia la situación es un invierno realmente severo, que provoca una rápida retirada de almacenamiento de gas natural licuado; además, puede haber un colapso en la demanda de exportación de LNG, o incluso una disminución drástica en la producción debido a restricciones económicas. Un invierno más suave solo serviría para reforzar la dinámica actual. El crecimiento de las exportaciones de LNG es la única variable que puede absorber el exceso de oferta y, gradualmente, hacer que el mercado interno se tense. Y ya está acelerándose.

Las implicaciones de la inversión son claras. Los productores de gas natural y los operadores de transporte que se encuentran entre la producción doméstica barata y los mercados de exportación costosos son los principales beneficiarios de esta situación de sobreoferta. Las empresas que dependen principalmente de los precios locales necesitan demostrar por qué su estructura de costos o su programa de cobertura de riesgos pueden soportar una situación de sobreoferta durante varios años. La construcción de 40 Bcf de almacenes de gas no creó esta realidad; simplemente la hizo visible nuevamente.