Producción de gas natural de Haynesville, flujos de salida y base regional: La producción de Haynesville aún tiene potencial al alza, mientras que el aumento de los flujos de gas hacia el sur podría seguir ampliando los descuentos regionales hasta finales de 2027

Visión general

El informe examina el gas natural de Haynesville en tres dimensiones principales: producción, red de gasoductos y precios. Su conclusión central es que la producción actual ya es mayor de lo que el mercado generalmente reconoce y aún tiene potencial al alza durante los próximos trimestres. La nueva infraestructura está concentrando los flujos de gas hacia el sur de Estados Unidos y las instalaciones de exportación de GNL, pero la oferta se está expandiendo temporalmente más rápido que la demanda y la capacidad de evacuación, por lo que los diferenciales de base regionales podrían ampliarse aún más hasta finales de 2027.

Perspectivas principales

En primer lugar, Citi considera que las estadísticas comúnmente citadas subestiman la producción real de Haynesville. Su análisis gasoducto por gasoducto no solo contabiliza los puntos de flujo dentro de los condados productores, sino que también rastrea gasoductos fuera de la región de producción que reciben volúmenes omitidos. Sobre esta base, la producción acumulada en el año ya ha superado el récord previo de 15.3 bcf/d y se aproximó a 16 bcf/d a principios de mayo de 2026; de noviembre de 2025 a julio de 2026, la producción aumentó de aproximadamente 14 bcf/d a 15 bcf/d. La EIA también ha revisado repetidamente sus estimaciones al alza: cuando la EIA informó anteriormente solo 12.2 bcf/d, Citi estimó la producción de noviembre de 2025 en aproximadamente 14 bcf/d. Las últimas cifras STEO para noviembre y diciembre de 2025 son 13.9 y 14.0 bcf/d, respectivamente, direccionalmente coherentes con la evaluación original de Citi. El reciente crecimiento de la producción ha procedido tanto de un mayor uso de nuevos gasoductos como de la recuperación de flujos en gasoductos heredados. Los flujos combinados en LEG y NG3 han alcanzado aproximadamente 2.5 bcf/d, con flujos medios acumulados en el año de 1.25 y 1.30 bcf/d, respectivamente, y tasas máximas de utilización diaria de 85% y 88%, respectivamente. La capacidad de aproximadamente 2 bcf/d de LEAP opera esencialmente a plena utilización. En comparación con aproximadamente 11.5 bcf/d antes de las expansiones, los flujos en gasoductos existentes distintos de LEAP llegaron a caer aproximadamente 1.2 bcf/d, pero LEG y NG3 añadieron aproximadamente 2.5 bcf/d, mientras que LEAP Fase 4 aportó otros aproximadamente 0.2 bcf/d. De enero a junio de 2026, los flujos de gasoductos heredados se recuperaron aproximadamente 0.5 bcf/d desde su nivel medio de octubre—noviembre de 2025, siendo Gulf Run, Gulf South y Tiger los más beneficiados. Esto indica que los nuevos sistemas no se limitan a reasignar volúmenes existentes, sino que también respaldan el crecimiento neto de la producción. Al mismo tiempo, los flujos incrementales de LEG coincidieron con una caída de 0.3 bcf/d en los volúmenes de Haynesville recibidos por Enable Gas Transmission, lo que indica un claro desplazamiento de los flujos hacia el sur. La siguiente fase de crecimiento de la producción está vinculada a los precios a plazo, las coberturas y la actividad de perforación. En enero de 2026, los contratos para el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027 se encontraban en el tramo más caro de la curva a plazo, y el repunte de precios pudo haber impulsado a los productores a fijar precios y ampliar la perforación. El número de plataformas de gas natural de Haynesville aumentó de 42 a principios de enero de 2026 a 52 en febrero y luego a 58 en mayo, un incremento inicial de 10 plataformas, o aproximadamente 25%. Este patrón se asemeja al aumento de los precios a plazo y de las plataformas en 2025, seguido de crecimiento de la producción desde finales del tercer trimestre hasta el cuarto trimestre de 2025. Por tanto, Citi espera que la producción pueda aumentar otros 1—2 bcf/d trimestre a trimestre en los próximos trimestres, con un incremento potencialmente concentrado en el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027 para ajustarse a la demanda estacional y al aumento de las exportaciones de GNL. Sin embargo, la producción total podría no aumentar aproximadamente 2.5 bcf/d porque los nuevos pozos también deben compensar los declives naturales. A más largo plazo, las cargas de centros de datos y la demanda de gas de alimentación para GNL podrían seguir incentivando a productores sensibles a los precios a aumentar la producción, pero Citi discrepa de la opinión de que Haynesville alcanzará inevitablemente su límite de capacidad de evacuación alrededor de 2030. El supuesto de límite de capacidad depende de que los centros de datos y las terminales de GNL operen cerca de plena utilización. El informe considera que la demanda de GNL en Asia Oriental y Europa podría estabilizarse o disminuir tras alcanzar su máximo, mientras que un excedente mundial de GNL podría obligar a Estados Unidos a recortar las exportaciones. Las condiciones en Oriente Medio pueden aumentar la contratación de GNL estadounidense, pero que los volúmenes contratados se retiren finalmente seguirá dependiendo de los precios futuros. En consecuencia, una toma de GNL y unos precios más moderados podrían ralentizar el crecimiento de la producción a largo plazo. El informe también señala que el ciclo estacional en el que los inviernos fríos elevan la curva a plazo, fomentan las coberturas, aumentan el número de plataformas y generan mayor producción al final del año podría repetirse, mientras que el proceso inverso es igualmente posible. El análisis de gasoductos muestra que el gas de Haynesville se transporta principalmente mediante una ruta hacia el sur en dos etapas: primero entra en Gillis Hub, en Luisiana, a través de sistemas que incluyen LEAP, LEG, NG3, Gulf Run y Acadian, y después se entrega a través de gasoductos interconectados a terminales de GNL de la Costa del Golfo y otros centros de demanda del sur. La capacidad actual hacia Gillis Hub es de aproximadamente 8.3 bcf/d. LEG, NG3 y Acadian operan a aproximadamente 70% de utilización, mientras que LEAP conserva aproximadamente 10% de su capacidad, lo que deja una capacidad total disponible estimada de aproximadamente 1.3 bcf/d. Gulf Run cuenta con capacidad disponible, pero no conecta directamente con Gillis Hub, sino que proporciona rutas alternativas a través de Golden Pass LNG y Trunkline. La capacidad incremental prevista hacia Gillis Hub totaliza aproximadamente 4.5 bcf/d. El gasoducto Pelican está programado para entrar en operación a finales de 2027 con una capacidad de 2.5 bcf/d. Se prevé que LEAP Fase 5 añada 0.2 bcf/d en la segunda mitad de 2028, elevando la capacidad total de LEAP a 2.3 bcf/d. Gulf South Texas Gateway está programado para entrar en operación en el cuarto trimestre de 2028 con una capacidad de 1.8 bcf/d. La capacidad incremental prevista aguas abajo de Gillis Hub hacia instalaciones de GNL es de aproximadamente 7.0 bcf/d: se espera que Gillis Access Fase 1 añada 1.4 bcf/d en diciembre de 2026, y que la Fase 2 añada 0.5 bcf/d a finales de 2027. Port Arthur Pipeline Louisiana Connector está programado para entrar en operación en enero de 2027 con una capacidad de 2.0 bcf/d, mientras que Driftwood Pipeline Line 200 está programado para entrar en operación en el segundo trimestre de 2028 con una capacidad de 3.1 bcf/d. Por ello, Citi considera que la demanda de GNL en el sur de Luisiana seguirá siendo la principal salida para el crecimiento de Haynesville durante los próximos años. El sureste de Texas enfrenta una competencia más intensa de los suministros de gas de la cuenca Pérmica, y actualmente solo aproximadamente 0.9 bcf/d de gas natural de Haynesville entra en el mercado de Texas. Blackcomb está programado para entrar en operación en el tercer trimestre de 2026 con una capacidad de 2.5 bcf/d. Se espera que Hugh Brinson Fase 1 alcance aproximadamente 1.5 bcf/d en septiembre de 2026, mientras que la Fase 2 aumentará la capacidad a aproximadamente 2.2 bcf/d en el primer trimestre de 2027. Eiger Express está programado para entrar en operación a mediados de 2028 con una capacidad de aproximadamente 3.7 bcf/d. Estos proyectos entregarán más gas natural de la cuenca Pérmica al sur de Texas y la Costa del Golfo, reduciendo el mercado disponible para Haynesville. El gas natural de partes de la cuenca Midland puede tener un contenido de nitrógeno de 5%—8%, mientras que las instalaciones de GNL suelen preferir gas de alimentación con un contenido de nitrógeno de aproximadamente 1% o menos, y algunos gasoductos de GNL imponen límites de aproximadamente 2.0%—2.6 mol%. Por lo tanto, el gas de bajo nitrógeno de Haynesville puede utilizarse para mezcla. Sin embargo, el nitrógeno puede tratarse mediante unidades de eliminación de nitrógeno, mezcla o procesamiento aguas arriba. Si el gas de la cuenca Pérmica es suficientemente barato, los costos de procesamiento asociados pueden absorberse, por lo que Citi considera que el problema del nitrógeno es real, pero insuficiente para impedir fundamentalmente la competencia. El sureste de Estados Unidos es otra salida importante. A principios de julio, las restricciones en la estación de compresión 160 de Transco redujeron los flujos hacia el sur desde el Noreste a aproximadamente 80% de los niveles normales, lo que llevó al Sureste a recurrir al suministro de la Costa del Golfo. Los flujos en la estación 90 de Transco, en Alabama, aumentaron de aproximadamente 2.3 bcf/d a finales de junio a 3.5—3.6 bcf/d. La interrupción en la estación 70 de Transco el 15 de agosto de 2026 produjo un efecto de restricción similar y elevó los diferenciales de base del Sureste, demostrando que Haynesville puede desempeñar un papel de equilibrio cuando el gas del Noreste está limitado. Sin embargo, se espera que el Proyecto de Mejora del Suministro del Sureste de 1.6 bcf/d de Transco entre en operación en el tercer trimestre de 2027, tras lo cual el gas del Noreste podría recuperar parte de la cuota de Haynesville en el mercado del Sureste, empujando más volúmenes de Haynesville hacia el sur. En cuanto a precios, al menos 50% del gas natural de Haynesville respalda actualmente las exportaciones de GNL, y la sensibilidad de Carthage Hub a los volúmenes de exportación de GNL y a la demanda continuará aumentando. La ampliación de la base acumulada en el año ha resultado principalmente de una mayor producción regional tras la puesta en servicio de nuevos gasoductos, sin un crecimiento correspondiente de la demanda local ni de las entregas a regiones externas. El descuento histórico de Carthage respecto de Henry Hub suele ser $0.20—0.40/MMBtu, pero recientemente se ha ampliado a aproximadamente $0.30—0.50/MMBtu y a veces es mayor, con un promedio de aproximadamente $0.10/MMBtu más amplio que antes de que LEG y NG3 entraran en operación. Citi espera que una producción fuerte, mayor utilización de los gasoductos e inventarios elevados en 2027 hagan que los diferenciales de base de Carthage, Columbia Gulf Mainline y NGPL Texok se amplíen aún más hasta que Pelican entre en operación a finales de 2027, incluso cuando la toma de GNL aumente durante el mismo periodo. Los precios regionales también están influidos conjuntamente por el gas del Noreste, el gas de la cuenca Pérmica, la demanda local de centros de datos, los fundamentos globales del GNL, la capacidad restante de los gasoductos y la respuesta de los productores a los precios. Una mayor demanda de GNL y demanda local ayudan a estrechar los diferenciales de base, mientras que el mantenimiento y otras restricciones operativas de flujo pueden provocar saltos de corto plazo en los diferenciales; los niveles generales de inventario dominan los precios absolutos. Citi combina la producción, la capacidad de gasoductos, la demanda de GNL y el modelado de inventarios, y utiliza tanto todos los precios spot como precios spot limitados para reducir el efecto de un pequeño número de precios anómalos causados por clima extremo o mantenimiento imprevisto sobre los promedios semanales, mensuales y trimestrales. En última instancia, una producción más fuerte de Haynesville y de la cuenca Pérmica respalda su previsión de un precio medio de Henry Hub de $2.8/MMBtu en 2027. A medida que aumenten las exportaciones estadounidenses de GNL y potencialmente surja un excedente mundial de GNL, el informe también espera que se fortalezcan las correlaciones entre Henry Hub, JKM asiático y TTF europeo.

Marco de análisis

El informe primero reestima la producción actual de Haynesville utilizando datos de flujo gasoducto por gasoducto tanto dentro como fuera de la región de producción y contrasta los resultados con las sucesivas revisiones de la EIA. Luego utiliza la curva a plazo, los incentivos de cobertura de los productores, los cambios en el número de plataformas y el patrón histórico de 2025 para inferir el calendario del crecimiento de producción a corto plazo. La sección de infraestructura examina, gasoducto por gasoducto, la capacidad existente, las tasas de utilización, los proyectos en construcción y los suministros de gas competidores en tres rutas de evacuación: el sur de Luisiana, el sureste de Texas y el sureste de Estados Unidos. La sección de precios incorpora después producción, capacidad de gasoductos, demanda de GNL, demanda local e inventarios en modelos regionales de precios absolutos y de base, utilizando precios spot limitados para reducir el impacto de los eventos extremos sobre los precios medios.

Notas metodológicas

• (Método fuera de la taxonomía)Otro

  Recopilación de flujos gasoducto por gasoducto y complemento de flujos fuera de la región de producción

  El informe no solo agrega los puntos de flujo dentro de los condados productores de gas, sino que también rastrea los volúmenes recibidos fuera de la región de producción a lo largo de cada gasoducto para reducir omisiones y reestimar la producción real, y luego utiliza datos revisados de la EIA para validar la dirección.

• Marco de análisis sectorialMarco de oferta y demanda

  Equilibrio entre oferta regional de gas natural, demanda y capacidad de evacuación

  El informe compara producción, demanda local, toma de GNL, inventarios y capacidad restante de los gasoductos. Cuando la oferta crece más rápido que la demanda y la capacidad de evacuación, se amplía el descuento del precio regional frente a Henry Hub.

• Marco de análisis sectorialTransmisión de la cadena de valor aguas arriba—intermedia—aguas abajo

  Transmisión por gasoductos desde los yacimientos de gas hasta hubs y terminales de GNL

  El informe rastrea los flujos de gas desde los campos de Haynesville a través de los hubs Gillis y Carthage hasta las terminales de GNL de la Costa del Golfo, explicando cómo los cambios de infraestructura remodelan la asignación regional y los precios.

• (Método fuera de la taxonomía)Otro

  Cadena de respuesta precio a plazo—cobertura—número de plataformas—producción

  El informe sostiene que unos precios a plazo más altos animan a los productores a cubrirse y añadir plataformas, y que la actividad de perforación se traduce en producción tras un desfase temporal; utiliza un patrón similar de 2025 para respaldar sus proyecciones para 2026—2027.

• (Método fuera de la taxonomía)Otro

  Modelado de precios spot limitados

  El modelo de precios utiliza tanto todos los precios spot reales como precios limitados para restringir el impacto de un pequeño número de valores atípicos causados por clima extremo o mantenimiento imprevisto de gasoductos sobre los precios medios semanales, mensuales y trimestrales.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• Gas natural de Haynesville

  El informe espera que la producción actual esté subestimada y considera que aún podría aumentar 1—2 bcf/d trimestre a trimestre en los próximos trimestres.

  Fortalezas

  Proximidad a Henry Hub y a la mayoría de las terminales estadounidenses de exportación de GNL, construcción activa de gasoductos hacia el sur y capacidad de los productores para ajustar rápidamente la perforación en respuesta a los precios a plazo.

  Debilidades

  Los nuevos pozos deben compensar los declives naturales, mientras que el crecimiento regional de la oferta puede superar la demanda local y la expansión de la capacidad de evacuación.

  Comparación

  Compite con el gas del Noreste en el mercado del Sureste y con el gas de la cuenca Pérmica en Texas y Luisiana.

  Riesgos

  Una toma mundial de GNL más débil de lo esperado, un aumento de los suministros competidores o precios más bajos podrían ralentizar el crecimiento de la producción a largo plazo.

• Base de gas natural de Carthage Hub

  El crecimiento de la producción de Haynesville y la reestructuración de los flujos hacia el sur han ampliado el descuento de Carthage frente a Henry Hub.

  Fortalezas

  Su conectividad con las exportaciones de GNL y los centros de demanda del sur continúa mejorando.

  Debilidades

  La oferta regional está creciendo más rápido que la demanda local y la capacidad incremental de evacuación, lo que hace que la base sea sensible a una elevada utilización de gasoductos.

  Comparación

  El descuento histórico suele ser $0.20—0.40/MMBtu y recientemente se ha ampliado a aproximadamente $0.30—0.50/MMBtu.

  Riesgos

  Una débil demanda de GNL, inventarios elevados y la competencia del gas del Noreste y de la cuenca Pérmica podrían ampliar aún más el descuento.

• Gas natural Henry Hub

  Una producción más fuerte de Haynesville y de la cuenca Pérmica respalda la previsión del informe de un precio medio de $2.8/MMBtu en 2027.

  Fortalezas

  A medida que aumenten las exportaciones estadounidenses de GNL, se espera que su influencia sobre la fijación global de precios del gas natural se fortalezca.

  Debilidades

  El crecimiento de la producción y los elevados inventarios presionan los precios absolutos.

  Comparación

  El informe espera que las correlaciones de precios de Henry Hub con JKM asiático y TTF europeo se fortalezcan.

  Riesgos

  El clima, los inventarios, los volúmenes de exportación de GNL y el mantenimiento imprevisto de gasoductos podrían causar una volatilidad sustancial de precios.

Datos clave

• Pico reciente de producción de HaynesvilleCasi 16 bcf/dA principios de mayo de 2026, superando el récord previo de 15.3 bcf/d
• Aumento de producción en los próximos trimestres1—2 bcf/dEl incremento trimestral proyectado por el informe
• Cambio en el número de plataformas42 plataformas→52 plataformas→58 plataformasCorresponde a principios de enero, febrero y mayo de 2026, respectivamente
• Flujos combinados de LEG y NG3Aproximadamente 2.5 bcf/dFlujos medios acumulados en el año de 1.25 y 1.30 bcf/d, respectivamente
• Tasas máximas de utilización de LEG y NG385% y 88%Niveles máximos diarios de los dos nuevos sistemas
• Capacidad existente de Haynesville a Gillis HubAproximadamente 8.3 bcf/dQueda disponible una capacidad estimada de aproximadamente 1.3 bcf/d
• Capacidad incremental prevista hacia Gillis HubAproximadamente 4.5 bcf/dIncluye Pelican, LEAP Fase 5 y Gulf South Texas Gateway
• Capacidad incremental prevista aguas abajo desde Gillis HubAproximadamente 7.0 bcf/dPrincipalmente conectada con instalaciones de GNL de la Costa del Golfo
• Volúmenes de gas de Haynesville que entran en el mercado de TexasAproximadamente 0.9 bcf/dEnfrenta competencia de suministros de la cuenca Pérmica y Eagle Ford
• Proporción de volúmenes de gas relacionados con GNLAl menos 50%La proporción actual de gas natural de Haynesville utilizada para respaldar exportaciones de GNL
• Base histórica de CarthageDescuento de $0.20—0.40/MMBtuEl rango típico relativo a Henry Hub
• Base reciente de CarthageDescuento de aproximadamente $0.30—0.50/MMBtuA veces mayor, con un promedio de aproximadamente $0.10/MMBtu más amplio que antes de que LEG y NG3 entraran en operación
• Capacidad de Transco SSEP1.6 bcf/dSe espera que entre en operación en el tercer trimestre de 2027
• Contenido de nitrógeno del gas natural en partes de la cuenca Pérmica5%—8%Las instalaciones de GNL suelen preferir gas de alimentación con un contenido de nitrógeno de aproximadamente 1% o menos
• Precio medio previsto de Henry Hub en 2027$2.8/MMBtuRespaldado por una producción más fuerte de Haynesville y de la cuenca Pérmica

Impacto e implicaciones

El informe considera que la capacidad de crecimiento de la producción de Haynesville es mayor de lo que reconoce el mercado y que el sur de Luisiana se convertirá en la salida incremental más importante. Sin embargo, la nueva producción podría superar inicialmente la plena materialización de la demanda y de la capacidad de gasoductos, ampliando los descuentos de hubs como Carthage respecto de Henry Hub. A medio y largo plazo, los flujos se concentrarán más hacia las terminales de GNL, mientras enfrentan competencia del gas del Noreste y de la cuenca Pérmica. Si la demanda mundial de GNL es más débil de lo esperado, las exportaciones estadounidenses y el crecimiento de producción de Haynesville a más largo plazo podrían ralentizarse. La creciente participación de las exportaciones estadounidenses de GNL también implica que los vínculos de precios entre Henry Hub, JKM y TTF se estrecharán.

Riesgos

• El crecimiento de la demanda mundial de GNL podría ser más débil de lo esperado, lo que resultaría en menores exportaciones estadounidenses de GNL y un crecimiento más lento de la producción de Haynesville a largo plazo.
• Después de que Transco SSEP entre en operación, el gas natural del Noreste podría recuperar cuota de mercado en el sureste de Estados Unidos.
• Los nuevos gasoductos de la cuenca Pérmica entregarán más gas natural de bajo costo al este de Texas y Luisiana, intensificando la competencia.
• El mantenimiento imprevisto de gasoductos, las restricciones operativas de flujo y las temperaturas extremas podrían desencadenar una fuerte volatilidad en los precios spot regionales y los diferenciales de base.
• El mayor contenido de nitrógeno del gas natural de la cuenca Pérmica incrementará los costos de eliminación de nitrógeno, procesamiento y mezcla, pero los suministros de gas de bajo costo podrían absorber estos costos.

Aspectos que vigilar

• Seguir el número de plataformas de Haynesville y si la producción puede lograr un crecimiento trimestre a trimestre de 1—2 bcf/d en el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027.
• Supervisar las tasas de utilización y la capacidad de evacuación restante en LEG, NG3, LEAP y los gasoductos heredados.
• Vigilar los calendarios de puesta en servicio de Gillis Access, Pelican, Port Arthur Connector, Driftwood Line 200 y otros proyectos.
• Seguir el impacto de la toma de GNL, la demanda de centros de datos y los inventarios estadounidenses de gas natural sobre los equilibrios regionales de oferta y demanda.
• Supervisar los cambios en las cuotas de mercado del gas del Noreste, de la cuenca Pérmica y de Haynesville después de que Transco SSEP y los nuevos gasoductos de la cuenca Pérmica entren en operación.
• Observar si los diferenciales de base de Carthage, Columbia Gulf Mainline y NGPL Texok frente a Henry Hub continúan ampliándose hasta finales de 2027.