Global LNG market — Interpretación del informe

Visión general

Bernstein analiza cómo las interrupciones de suministro de LNG relacionadas con el conflicto en Oriente Medio están estrechando el mercado mundial de gas hacia el invierno de 2026/27. Su tesis central es que las pérdidas de suministro y las bajas existencias europeas pueden sostener precios altos hasta que se recupere la oferta catarí afectada, pero que el ajuste finalmente dará paso a un mercado excedentario conforme los proyectos entren en operación desde 2028.

Perspectivas principales

Europa entra en invierno con un colchón de gas inusualmente reducido. El almacenamiento estaba al 65% a finales de agosto y Bernstein estima que podría alcanzar aproximadamente 2,775 Bcf, o el 73% de la capacidad, a finales de septiembre de 2026. En un invierno normal, las existencias podrían caer a unos 875-900 Bcf, o 23% de la capacidad, a finales de marzo de 2027; el escenario frío implica 304 Bcf, o 8%, y el cálido deja 38%. El informe sostiene que el TTF se vuelve mucho más sensible a los déficits de inventario cuando el almacenamiento cae más de aproximadamente 10-15 Bcf por debajo de lo normal. Sus escenarios implican TTF de alrededor de US$20/MMBtu en un invierno cálido, US$23-25/MMBtu en condiciones normales y aproximadamente US$30/MMBtu en un invierno frío. La escasez inmediata obedece principalmente al suministro interrumpido en el Golfo, no al crecimiento de la demanda. Bernstein estima que el cierre del estrecho de Ormuz y los daños en Ras Laffan interrumpen alrededor de 63 MTPA, mientras que los retrasos de la expansión North Field de QatarEnergy eliminan otros 5 MTPA de suministro esperado para 2026. El informe supone que la producción de Catar y EAU cae a cero durante nueve meses de 2026, una reducción de 76% frente a su capacidad base de 83 MTPA, e incorpora daños en 17% de las instalaciones cataríes. Los nuevos proyectos de Estados Unidos y otros países solo compensan parcialmente las pérdidas, de modo que la oferta efectiva mundial de LNG cae aproximadamente 20 MTPA en 2026. Los datos de alta frecuencia muestran que el volumen semanal medio de exportaciones mundiales bajó de 494 MTPA a 400 MTPA tras el conflicto. La demanda ya se está ajustando mediante destrucción de demanda inducida por precios. La demanda mundial de LNG cayó 5.4% interanual en 1H26, frente a un crecimiento de 2.4% en 1H25, y Bernstein recorta su previsión de demanda para 2026 en 20 MTPA hasta 385 MTPA. Las importaciones asiáticas cayeron 7% interanual, incluidos Pakistán -47%, Singapur -33%, Corea del Sur -14%, China -10% y Japón -7%; India bajó 1%. El informe espera que la demanda diferida vuelva desde 2027 al mejorar la disponibilidad, y prevé que la demanda mundial repunte de 401 MTPA en 2025 a 557 MTPA en 2030. Europa sigue dependiendo estructuralmente del LNG porque los flujos de gasoducto ruso son aproximadamente 85% inferiores a los de 2021, al caer de cerca de 130 bcm/año a alrededor de 20 bcm/año. Europa absorbió casi 90% de las exportaciones estadounidenses de LNG en algunos meses recientes, con entregas de aproximadamente 7-8 MT al mes. Bernstein prevé que las importaciones europeas de LNG aumenten de 103 MTPA en 2024 a aproximadamente 132 MTPA en 2030 bajo una oferta limitada de gasoducto ruso. Un retorno significativo del gas ruso sería un importante shock bajista potencial para los precios del LNG y los proveedores existentes. La recuperación de Catar es la variable decisiva para el balance de 2027. En el escenario de recuperación rápida, el conflicto termina en 3Q26 o principios de 4Q26 y la mayor parte de la capacidad catarí no dañada se recupera durante 2027. El caso base supone que el conflicto termina en 1H27 y que el reinicio es gradual; el caso lento prolonga el conflicto hasta 2H27. Para 2027, los resultados son un superávit mundial de 11 MTPA en recuperación rápida, equilibrio en el caso base y un déficit de 35 MTPA en recuperación lenta. Aproximadamente 12.8 MTPA de capacidad catarí dañada podría permanecer indisponible entre tres y cinco años, por lo que una recuperación lenta requeriría más destrucción de demanda para restablecer el equilibrio. Los precios se mantienen elevados mientras persista la escasez. JKM estaba en torno a US$27/MMBtu y los forwards invernales de TTF cerca de US$24/MMBtu. Bernstein prevé que los precios mensuales de LNG alcancen US$30/MMBtu durante el invierno de 2026/27, con JKM medio de US$22.8/MMBtu en 2026 y US$15.7/MMBtu en 2027; no espera una normalización más significativa antes de 2028. Las curvas a plazo sugieren una caída desde la primavera de 2027 a medida que vuelva la oferta, aunque los precios seguirían por encima de niveles históricos durante 2027. A largo plazo, se espera que se acerquen al coste marginal completo de la oferta estadounidense de LNG, aproximadamente US$9-10/MMBtu. El informe distingue la escasez de corto plazo de la próxima ola de suministro. Los proyectos existentes y en construcción podrían aportar 674 MTPA de capacidad en 2030, frente a 619 MTPA necesarios con una utilización de 90%, lo que implica cerca de 50 MTPA de exceso. La capacidad operativa y en construcción de LNG estadounidense superaría 200 MTPA en 2030 y la capacidad potencial del país podría superar 250 MTPA. Por ello, Bernstein prevé un mercado tenso hasta 2027 y una transición al superávit desde 2028, cuando aumenten la capacidad estadounidense e internacional y se recupere gradualmente la oferta interrumpida de Oriente Medio. Sin embargo, después de 2030 prevé un crecimiento de demanda de aproximadamente 2% anual hasta 2040, que requeriría cerca de 103 MTPA de capacidad adicional frente a los proyectos existentes y en construcción. Para las acciones y los sectores relacionados, Bernstein identifica como beneficiarios a corto plazo a productores de LNG, operadores de licuefacción, compañías upstream con alta exposición al gas, exportadores estadounidenses de LNG, productores de gas de bajo coste, transporte marítimo de LNG e infraestructura de gas. Destaca a Santos, Woodside e Inpex entre las E&P de Asia-Pacífico expuestas al LNG; Santos tiene calificación Outperform y Woodside la mayor exposición a LNG spot. En sentido contrario, las industrias europeas intensivas en energía y las utilities o generadores dependientes del gas sin mecanismos adecuados de traslado de costes de combustible enfrentan presión sobre márgenes; los precios elevados del LNG también pueden acelerar la sustitución por carbón térmico.

Marco de análisis

Bernstein combina datos regionales de almacenamiento e importaciones, estimaciones de interrupciones de oferta, calendarios de licuefacción proyecto por proyecto, curvas de precios a plazo y análisis de escenarios. Modela las existencias europeas bajo inviernos cálidos, normales y fríos, prueba después los balances mundiales con supuestos de recuperación catarí rápida, base y lenta, y relaciona las perspectivas de precios y volúmenes con los sectores energéticos afectados.

Notas metodológicas

• OtroMarco de oferta y demanda

  Balance mundial de oferta y demanda de LNG

  El informe compara la demanda prevista de LNG con la capacidad de licuefacción disponible, ajustando por interrupciones, ramp-ups de proyectos y una utilización efectiva de 90% para evaluar déficit o superávit.

• OtroOtro

  Referencia del coste marginal del LNG estadounidense

  Bernstein utiliza estimaciones de costes de Henry Hub, licuefacción y entrega para explicar por qué los precios de LNG a largo plazo podrían acercarse a aproximadamente US$9-10/MMBtu a medida que se relaje la oferta.

• OtroOtro

  Análisis de escenarios de clima invernal y recuperación de Catar

  El informe varía las retiradas europeas de invierno y el momento de recuperación de Catar para mostrar cómo el clima y la duración del conflicto alteran las existencias, el balance de mercado y los precios del gas.

Correspondencia y comparación de activos

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

• Santos

  E&P de Asia-Pacífico expuesta al LNG, identificada como beneficiaria de precios elevados del LNG.

  Fortalezas

  Bernstein califica a Santos como Outperform.

  Comparación

  Woodside tiene la mayor exposición a LNG spot entre las compañías de Asia-Pacífico destacadas.

  Riesgos

  El beneficio depende de la persistencia de la interrupción geopolítica y de los altos precios del LNG.

• Woodside Energy

  E&P de Asia-Pacífico con exposición al LNG y desarrolladora de Scarborough, Pluto Train 2 y Louisiana LNG.

  Fortalezas

  Tiene la mayor exposición a LNG spot entre las compañías destacadas; Louisiana LNG apunta al primer LNG en 2029.

  Debilidades

  La contribución inicial de Scarborough a los volúmenes de 2026 está limitada por el momento de arranque y ramp-up.

  Comparación

  Bernstein califica a Woodside como Market-Perform, mientras que Santos tiene Outperform.

  Riesgos

  Ejecución del proyecto, momento de ramp-up y eventual superávit de LNG.

• Inpex

  E&P de Asia-Pacífico expuesta al LNG, identificada como beneficiaria de precios elevados del LNG.

  Fortalezas

  Tiene exposición al LNG y desarrolla Abadi LNG.

  Debilidades

  Abadi LNG aún requiere preparación de ingeniería, comercialización, financiación y EPC antes del FID objetivo.

  Comparación

  Se destaca junto con Santos y Woodside como beneficiaria con exposición al LNG.

  Riesgos

  Momento del FID y riesgo de ejecución del proyecto.

Datos clave

• Almacenamiento europeo de gas a finales de agosto de 202665% fullPor debajo de lo normal, con un colchón limitado ante interrupciones de suministro invernales.
• Almacenamiento europeo a finales de marzo de 2027, invierno normal875-900 Bcf, or 23% of capacityEl escenario de invierno frío cae a 304 Bcf, o 8%.
• Suministro de LNG interrumpidoApproximately 63 MTPAAtribuido al cierre de Ormuz y a daños en instalaciones de licuefacción de Ras Laffan.
• Previsión de demanda de LNG para 2026385 MTPARecortada en 20 MTPA; la demanda mundial se prevé a la baja desde 401 MTPA en 2025.
• Previsión de precio JKMUS$22.8/MMBtu in 2026; US$15.7/MMBtu in 2027Los precios mensuales podrían alcanzar US$30/MMBtu en el invierno de 2026/27.
• Superávit de capacidad de LNG en 2030About 50 MTPA674 MTPA de oferta frente a 619 MTPA requeridos con utilización de 90%.

Impacto e implicaciones

Bernstein considera que la persistente escasez impulsada por el conflicto beneficia a productores, exportadores, transporte marítimo e infraestructura expuestos al LNG y al gas, mientras los altos costes del gas presionan a las industrias intensivas en energía y a las utilities dependientes de combustible. Su conclusión a largo plazo es más cautelosa: la nueva oferta y la eventual recuperación de exportaciones interrumpidas deberían debilitar los precios desde 2028.

Riesgos

• Un invierno cálido en el hemisferio norte podría reducir la demanda de calefacción y preservar un mayor colchón de almacenamiento europeo.
• El fin más temprano del conflicto y una recuperación catarí más rápida aliviarían antes la escasez de LNG.
• Un retorno material del gasoducto ruso a Europa sería un shock bajista relevante para los precios del LNG y los proveedores existentes.
• Los nuevos proyectos de licuefacción enfrentan riesgos de construcción, financiación, regulación, suministro de gas y arranque.
• Las grandes adiciones de oferta desde 2028 podrían hacer insostenibles los actuales precios elevados del LNG.

Aspectos que vigilar

• La duración del conflicto de Oriente Medio y la reapertura del estrecho de Ormuz.
• El momento y la escala del reinicio de la capacidad catarí no dañada y de la reparación de las instalaciones afectadas.
• El clima invernal europeo, las retiradas de almacenamiento y los niveles de inventario de finales de marzo.
• La evolución de los flujos de gasoducto ruso hacia Europa.
• El ramp-up de proyectos estadounidenses e internacionales de LNG, especialmente Golden Pass y otras capacidades nuevas de licuefacción.
• La recuperación de la demanda asiática tras la destrucción de demanda de LNG inducida por precios.