US natural gas market — Interpretación del informe

Visión general

Goldman Sachs presenta una perspectiva plurianual del balance de gas estadounidense, en la que el desfase entre proyectos de oferta, gasoductos, LNG y demanda eléctrica genera períodos alternos de debilidad y tensión. Su conclusión central es bajista para 2027, más constructiva desde 2029 y favorable a precios altos en 2031-32 antes de una moderación posterior.

Perspectivas principales

Goldman Sachs describe un mercado de gas estadounidense que históricamente ha debido cotizar lo bastante bajo para competir con el carbón en generación eléctrica y evitar la congestión de almacenamiento. Aunque las exportaciones de LNG y la demanda eléctrica aceleran el crecimiento de la demanda, las grandes ampliaciones de gasoductos y licuefacción entran en servicio en momentos concretos. El resultado es una dinámica de “push and pull” en Henry Hub, probablemente en un rango de $2.50-$5.00/mmBtu: los años dominados por oferta presionan los precios para despejar almacenamiento, mientras que los años dominados por demanda admiten precios más altos. Para 2026, la oferta y la demanda crecerían ambas algo más de 4 Bcf/d, dejando un balance cómodo. El balance de verano se estima 0.5 Bcf/d más ajustado que en marzo, principalmente por una mayor quema eléctrica derivada del cambio de carbón a gas; el almacenamiento de finales de octubre de 2026 se estima en 3,768 Bcf, frente a 3,866 Bcf antes, 4,017 Bcf de máximo histórico y 4,280 Bcf de capacidad estimada por EIA. Aun así, el precio ha promediado $2.91/mmBtu desde abril, por debajo de la previsión veraniega de $3.50. La preocupación por el rápido crecimiento de producción y posibles interrupciones de LNG, junto con el mantenimiento de Freeport LNG desde el 10 de julio y nueva capacidad de salida en Permian, deprimió los precios; después, el calor y el fin del mantenimiento ayudaron a normalizar el almacenamiento del Golfo y acercaron precios al contado y forwards a $3/mmBtu. El balance del invierno 2026-27 parece ligeramente holgado: una retirada cercana a 1,800 Bcf, frente a 2,000 Bcf de promedio, dejaría el almacenamiento de finales de marzo justo por debajo de 2,000 Bcf bajo forwards actuales y clima normal. Salvo un choque de frío importante, Goldman Sachs cree que Henry Hub tendrá un alza limitada por encima de $3/mmBtu, y recorta sus previsiones de 4Q26/1Q27 a $2.90/$2.95/mmBtu desde $3.50/$3.50; los forwards eran $3.25/$3.45. Un frío intenso podría amplificar el precio por el posicionamiento inversor, actualmente cerca del percentil 10. La principal rebaja corresponde a 2027. Goldman Sachs eleva en 2 Bcf/d su trayectoria prevista de producción de gas de Permian, por una base 2026 más alta y una rampa supuesta de capacidad de gasoductos de 250 mmcf/d mensuales frente a 200 mmcf/d antes. Esto sitúa el crecimiento de oferta estadounidense de 2027 más de 2 Bcf/d por encima de los 3.8 Bcf/d de crecimiento de demanda estimado. La sobreoferta llevaría el almacenamiento de finales de octubre de 2027 por encima de 4,300 Bcf y generaría congestión; por ello, la previsión NYMEX para 2027 baja a $2.80/mmBtu desde $3.50, por debajo de $3.30 de forwards. El informe sigue viendo riesgos a la baja y recomienda a productores de gas estadounidenses cubrir la exposición de 2027, incluido el invierno 2027-28, pero no recomienda aún una posición corta directa por la incertidumbre meteorológica. Desde 2028, la presión se revertiría gradualmente. La demanda acumulada de 2028-29 aumentaría alrededor de 10 Bcf/d, frente a 9.2 Bcf/d en 2025-26, con casi 8 Bcf/d procedentes de proyectos de LNG; la producción crecería menos de 9 Bcf/d, ajustando secuencialmente el balance. Las previsiones de 2028 y 2029 bajan a $3.05/$3.80/mmBtu desde $3.55/$3.85, pues el mercado debe recuperarse de una debilidad mayor en 2027, aunque Henry Hub alcanzaría la franja alta de $3/mmBtu en 2029. Los precios más altos moderarían el crecimiento de demanda, especialmente la generación eléctrica en verano. Goldman Sachs espera una tensión más acusada desde el invierno 2030-31, por otra oleada de proyectos de LNG y límites al inventario de crecimiento de gas seco de Haynesville. Incluso con capacidad adicional de salida de Permian, serían necesarios precios por encima de $4/mmBtu para incentivar nueva producción de gas seco en Western Haynesville, Arkoma Basin o Eagle Ford, de mayor coste marginal que el rango forward de $3-$3.50/mmBtu asociado a aumentos de equipos en Haynesville. Mantiene una previsión de $4.50/mmBtu en 2031 y 2032, extiende los precios altos hasta 2032 y ve sesgo alcista. Tras la inversión, la productividad de oferta aumentaría y moderaría los precios por debajo de $4/mmBtu hacia mediados de la década. Los riesgos principales son cambios inesperados en el inicio de grandes gasoductos y plantas de licuefacción, que pueden generar desajustes regionales de precios; decisiones finales de inversión adicionales en oferta, LNG o centros de datos; y cancelaciones de exportación de LNG en los primeros años de la década de 2030, que podrían debilitar el mercado global de LNG.

Marco de análisis

Goldman Sachs construye un balance anual de oferta y demanda de gas estadounidense bajo precios forward actuales, vinculando producción, capacidad de salida por gasoducto, capacidad de exportación de LNG, demanda eléctrica, almacenamiento y precios de Henry Hub. Compara el balance con límites de almacenamiento y experiencia histórica, y modifica las previsiones de precios cuando cambian los niveles necesarios para evitar congestión o incentivar nueva producción.

Notas metodológicas

• Marco de análisis sectorialMarco de oferta y demanda

  Análisis del balance de oferta y demanda de gas natural estadounidense

  El informe proyecta el crecimiento anual de oferta y demanda, compara su calendario y utiliza el balance de almacenamiento resultante para explicar fases de presión de precios o de ajuste.

• Marco de análisis sectorialAnálisis del efecto sustitución

  Cambio de carbón a gas en generación eléctrica

  El informe trata los precios más bajos del gas como un factor que mejora la competitividad de la generación a gas frente al carbón, apoyando la demanda eléctrica de gas y el ajuste del almacenamiento.

• Marco de análisis sectorialAnálisis de la curva de costes

  Incentivo de precio marginal para nueva producción de gas seco

  Goldman Sachs sostiene que se necesitan precios por encima de $4/mmBtu en 2031-32 para justificar oferta incremental de gas seco de mayor coste tras las restricciones al crecimiento de Haynesville.

Correspondencia y comparación de activos

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

• US natural gas / Henry Hub

  El informe prevé una caída de precios impulsada por la oferta en 2027, seguida de un ajuste liderado por la demanda desde 2029 y precios altos en 2031-32.

  Fortalezas

  Las exportaciones de LNG y la demanda eléctrica en aceleración respaldarían la demanda.

  Debilidades

  El crecimiento de oferta de Permian a corto plazo y la posible congestión de almacenamiento presionan los precios de 2027.

  Comparación

  Los precios del gas han caído históricamente para competir con el carbón por la cuota de generación eléctrica; desde 2029 se espera que los precios altos del gas frente al carbón sean más frecuentes.

  Riesgos

  El clima, el calendario de inicio de infraestructuras, decisiones finales de inversión adicionales y cancelaciones de LNG pueden cambiar los balances y precios.

Datos clave

• Crecimiento de oferta y demanda en 2026Just over 4 Bcf/d eachGoldman Sachs espera un balance cómodo en 2026, no congestión de almacenamiento.
• Almacenamiento a finales de octubre de 20263,768 BcfFrente a 3,866 Bcf antes, un máximo histórico de 4,017 Bcf y una capacidad estimada por EIA de 4,280 Bcf.
• Previsión de Henry Hub para 4Q26 / 1Q27$2.90 / $2.95 per mmBtuRecortada desde $3.50 / $3.50 per mmBtu; los forwards eran $3.25 / $3.45.
• Revisión de producción de Permian para 2027+2 Bcf/dImpulsada por una base de 2026 más alta y una rampa de gasoductos de 250 mmcf/d mensuales frente a 200 mmcf/d antes.
• Crecimiento de demanda de gas estadounidense en 20273.8 Bcf/dEl crecimiento de oferta se estima más de 2 Bcf/d por encima.
• Almacenamiento a finales de octubre de 2027More than 4,300 BcfEstimación de Goldman Sachs bajo forwards actuales, que indica riesgo de congestión.
• Previsión de gas NYMEX para 2027$2.80/mmBtuBaja desde $3.50/mmBtu y queda por debajo de $3.30/mmBtu de forwards.
• Crecimiento acumulado de demanda en 2028-29About 10 Bcf/dCasi 8 Bcf/d procederían de próximos proyectos de exportación de LNG.
• Previsión de Henry Hub para 2031 / 2032$4.50 / $4.50 per mmBtuRespaldada por la tensión esperada y la necesidad de incentivar nueva producción de gas seco.

Impacto e implicaciones

La secuencia prevista es debilidad en 2027 porque la oferta de Permian supera la demanda, seguida de ajuste desde 2029 por LNG y demanda eléctrica. La máxima tensión de 2031-32 requeriría precios más altos para incentivar oferta nueva, aunque la inversión y la productividad posteriores moderarían los precios.

Riesgos

• Desviaciones meteorológicas importantes pueden modificar las retiradas invernales y los precios de Henry Hub; el bajo posicionamiento inversor podría amplificar el efecto de un choque de frío.
• Cambios inesperados en el inicio de grandes gasoductos o instalaciones de licuefacción podrían generar desajustes regionales de precios.
• Decisiones finales de inversión adicionales en gasoductos de oferta, licuefacción de LNG o proyectos de demanda de centros de datos aumentan la incertidumbre sobre balances de más largo plazo.
• Las cancelaciones de exportaciones estadounidenses de LNG, especialmente a principios de la década de 2030, podrían debilitar el mercado global de LNG y la demanda de gas.

Aspectos que vigilar

• El crecimiento de producción de Permian y la velocidad de rampa de nueva capacidad de salida.
• Los niveles de almacenamiento estadounidense al cierre de temporada, especialmente el balance previsto para finales de octubre de 2027.
• El clima invernal y el ritmo de retiradas de almacenamiento durante 2026-27.
• El calendario de inicio y la utilización de instalaciones de exportación de LNG, incluido Freeport y futuros proyectos de licuefacción.
• El ritmo de crecimiento de exportaciones de LNG y demanda eléctrica en 2028-29.
• Las restricciones de inventario de Haynesville, la inversión incremental en gas seco y el momento de respuesta de nueva oferta después de 2030.