Produção de Gás Natural de Haynesville, Fluxos de Saída e Diferencial Regional: A produção de Haynesville ainda tem potencial de alta, enquanto o aumento dos fluxos de gás para o sul pode continuar ampliando os descontos regionais até o fim de 2027

Visão geral

O relatório examina o gás natural de Haynesville em três dimensões principais: produção, rede de gasodutos e preços. Sua conclusão central é que a produção atual já é maior do que o mercado geralmente reconhece e ainda tem potencial de alta nos próximos trimestres. A nova infraestrutura está concentrando os fluxos de gás rumo ao sul dos Estados Unidos e às instalações de exportação de GNL, mas a oferta está temporariamente se expandindo mais rapidamente do que a demanda e a capacidade de escoamento, de modo que os diferenciais de base regionais podem se ampliar ainda mais até o fim de 2027.

Visões principais

Primeiro, o Citi acredita que as estatísticas comumente citadas subestimam a produção real de Haynesville. Sua análise gasoduto por gasoduto não apenas contabiliza pontos de fluxo dentro dos condados produtores, mas também rastreia gasodutos fora da região produtora que recebem volumes omitidos. Com base nisso, a produção acumulada no ano já superou o recorde anterior de 15.3 bcf/d e se aproximou de 16 bcf/d no início de maio de 2026; de novembro de 2025 a julho de 2026, a produção subiu de aproximadamente 14 bcf/d para 15 bcf/d. A EIA também revisou repetidamente suas estimativas para cima: quando a EIA reportava anteriormente apenas 12.2 bcf/d, o Citi estimava a produção de novembro de 2025 em aproximadamente 14 bcf/d. Os dados STEO mais recentes para novembro e dezembro de 2025 são 13.9 e 14.0 bcf/d, respectivamente, direcionalmente consistentes com a avaliação original do Citi. O crescimento recente da produção decorreu tanto de maior utilização de novos gasodutos quanto da recuperação dos fluxos em gasodutos legados. Os fluxos combinados em LEG e NG3 atingiram aproximadamente 2.5 bcf/d, com fluxos médios acumulados no ano de 1.25 e 1.30 bcf/d, respectivamente, e taxas máximas de utilização diária de 85% e 88%, respectivamente. A capacidade de aproximadamente 2 bcf/d da LEAP está operando essencialmente com utilização total. Em comparação com aproximadamente 11.5 bcf/d antes das expansões, os fluxos nos gasodutos existentes, excluindo a LEAP, chegaram a cair aproximadamente 1.2 bcf/d, mas LEG e NG3 adicionaram aproximadamente 2.5 bcf/d, enquanto a Fase 4 da LEAP contribuiu com outros aproximadamente 0.2 bcf/d. De janeiro a junho de 2026, os fluxos em gasodutos legados recuperaram aproximadamente 0.5 bcf/d de sua média de outubro—novembro de 2025, com Gulf Run, Gulf South e Tiger sendo os maiores beneficiados. Isso indica que os novos sistemas não estão apenas realocando volumes existentes, mas também sustentando o crescimento líquido da produção. Ao mesmo tempo, os fluxos incrementais da LEG coincidiram com uma queda de 0.3 bcf/d nos volumes de Haynesville recebidos pela Enable Gas Transmission, indicando uma clara mudança dos fluxos para o sul. A próxima fase do crescimento da produção está ligada aos preços futuros, ao hedge e à atividade de perfuração. Em janeiro de 2026, os contratos para o quarto trimestre de 2026 e o primeiro trimestre de 2027 estavam no trecho mais caro da curva futura, e a recuperação dos preços pode ter levado os produtores a fixar preços e expandir a perfuração. O número de sondas de gás natural em Haynesville subiu de 42 no início de janeiro de 2026 para 52 em fevereiro e depois para 58 em maio, um aumento inicial de 10 sondas, ou aproximadamente 25%. Esse padrão se assemelha à alta dos preços futuros e às adições de sondas no início de 2025, seguida pelo crescimento da produção do fim do terceiro trimestre ao quarto trimestre de 2025. Portanto, o Citi espera que a produção possa subir mais 1—2 bcf/d trimestre a trimestre nos próximos trimestres, com o aumento potencialmente concentrado no quarto trimestre de 2026 e no primeiro trimestre de 2027 para acompanhar a demanda sazonal e o aumento das exportações de GNL. Contudo, a produção total pode não aumentar aproximadamente 2.5 bcf/d porque novos poços também precisam compensar os declínios naturais. No horizonte mais longo, as cargas de data centers e a demanda por gás de alimentação para GNL podem continuar incentivando produtores sensíveis a preços a aumentar a produção, mas o Citi discorda da visão de que Haynesville inevitavelmente atingirá seu limite de capacidade de escoamento por volta de 2030. A premissa do limite de capacidade depende de data centers e terminais de GNL operarem perto da utilização total. O relatório avalia que a demanda de GNL no Leste Asiático e na Europa poderia se estabilizar ou cair após atingir o pico, enquanto um excedente global de GNL poderia forçar os Estados Unidos a reduzir as exportações. As condições no Oriente Médio podem aumentar a contratação de GNL dos EUA, mas se os volumes contratados serão efetivamente retirados continuará dependendo dos preços futuros. Consequentemente, uma retirada e preços de GNL mais moderados poderiam desacelerar o crescimento da produção no longo prazo. O relatório também observa que o ciclo sazonal no qual invernos frios elevam a curva futura, incentivam o hedge, aumentam o número de sondas e resultam em maior produção ao fim do ano pode se repetir, enquanto o processo inverso é igualmente possível. A análise dos gasodutos mostra que o gás de Haynesville é transportado principalmente por uma rota em duas etapas para o sul: primeiro entra no Gillis Hub, na Louisiana, por sistemas incluindo LEAP, LEG, NG3, Gulf Run e Acadian, e depois é entregue por gasodutos interconectados aos terminais de GNL da Costa do Golfo e a outros centros de demanda no sul. A capacidade atual até Gillis Hub é de aproximadamente 8.3 bcf/d. LEG, NG3 e Acadian operam com aproximadamente 70% de utilização, enquanto a LEAP tem aproximadamente 10% de sua capacidade remanescente, deixando uma capacidade ociosa total estimada de aproximadamente 1.3 bcf/d. Gulf Run possui capacidade disponível, mas não se conecta diretamente ao Gillis Hub, fornecendo em vez disso rotas alternativas por Golden Pass LNG e Trunkline. A capacidade incremental planejada até Gillis Hub totaliza aproximadamente 4.5 bcf/d. O gasoduto Pelican está programado para entrar em operação no fim de 2027, com capacidade de 2.5 bcf/d. A Fase 5 da LEAP deve adicionar 0.2 bcf/d no segundo semestre de 2028, elevando a capacidade total da LEAP para 2.3 bcf/d. O Gulf South Texas Gateway está programado para entrar em operação no quarto trimestre de 2028, com capacidade de 1.8 bcf/d. A capacidade incremental planejada downstream de Gillis Hub até instalações de GNL é de aproximadamente 7.0 bcf/d: espera-se que a Fase 1 do Gillis Access adicione 1.4 bcf/d em dezembro de 2026, e que a Fase 2 adicione 0.5 bcf/d no fim de 2027. O Port Arthur Pipeline Louisiana Connector está programado para entrar em operação em janeiro de 2027, com capacidade de 2.0 bcf/d, enquanto o Driftwood Pipeline Line 200 está programado para entrar em operação no segundo trimestre de 2028, com capacidade de 3.1 bcf/d. Portanto, o Citi acredita que a demanda por GNL no sul da Louisiana continuará sendo a principal saída para o crescimento de Haynesville nos próximos anos. O sudeste do Texas enfrenta concorrência mais forte de suprimentos de gás da Bacia do Permiano, e atualmente apenas aproximadamente 0.9 bcf/d de gás natural de Haynesville entra no mercado texano. O Blackcomb está programado para entrar em operação no terceiro trimestre de 2026, com capacidade de 2.5 bcf/d. Espera-se que a Fase 1 do Hugh Brinson alcance aproximadamente 1.5 bcf/d em setembro de 2026, enquanto a Fase 2 elevará a capacidade para aproximadamente 2.2 bcf/d no primeiro trimestre de 2027. O Eiger Express está programado para entrar em operação em meados de 2028, com capacidade de aproximadamente 3.7 bcf/d. Esses projetos fornecerão mais gás natural da Bacia do Permiano ao sul do Texas e à Costa do Golfo, reduzindo o mercado disponível para Haynesville. O gás natural de partes da Bacia de Midland pode ter teor de nitrogênio de 5%—8%, enquanto as instalações de GNL normalmente preferem gás de alimentação com teor de nitrogênio de aproximadamente 1% ou menos, e alguns gasodutos de GNL impõem limites de aproximadamente 2.0%—2.6 mol%. Portanto, o gás de baixo nitrogênio de Haynesville pode ser usado para mistura. No entanto, o nitrogênio pode ser tratado por unidades de remoção de nitrogênio, mistura ou processamento upstream. Se o gás do Permiano for suficientemente barato, os custos de processamento associados podem ser absorvidos; assim, o Citi acredita que a questão do nitrogênio é real, mas insuficiente para impedir fundamentalmente a concorrência. O Sudeste dos EUA é outra importante saída. No início de julho, restrições na Estação Compressora 160 da Transco reduziram os fluxos para o sul provenientes do Nordeste para aproximadamente 80% dos níveis normais, levando o Sudeste a recorrer ao suprimento da Costa do Golfo. Os fluxos na Estação 90 da Transco, no Alabama, subiram de aproximadamente 2.3 bcf/d no fim de junho para 3.5—3.6 bcf/d. A interrupção na Estação 70 da Transco em 15 de agosto de 2026 produziu um efeito de aperto semelhante e elevou os diferenciais de base do Sudeste, demonstrando que Haynesville pode desempenhar um papel de equilíbrio quando o gás do Nordeste é restringido. No entanto, espera-se que o Southeast Supply Enhancement Project de 1.6 bcf/d da Transco entre em operação no terceiro trimestre de 2027, após o que o gás do Nordeste poderá recuperar parte da participação de Haynesville no mercado do Sudeste, direcionando mais volumes de Haynesville para o sul. Quanto aos preços, pelo menos 50% do gás natural de Haynesville atualmente sustenta exportações de GNL, e a sensibilidade do Carthage Hub aos volumes e à demanda de exportação de GNL continuará aumentando. A ampliação da base acumulada no ano resultou principalmente da maior produção regional após a entrada em operação de novos gasodutos, sem crescimento correspondente na demanda local ou nas entregas para regiões externas. O desconto histórico de Carthage em relação ao Henry Hub é normalmente de $0.20—0.40/MMBtu, mas recentemente se ampliou para aproximadamente $0.30—0.50/MMBtu e às vezes é maior, com média de aproximadamente $0.10/MMBtu mais ampla do que antes de LEG e NG3 entrarem em operação. O Citi espera que a forte produção, a maior utilização dos gasodutos e os estoques elevados em 2027 façam os diferenciais de base de Carthage, Columbia Gulf Mainline e NGPL Texok se ampliarem ainda mais até que Pelican entre em operação no fim de 2027, mesmo com o aumento da retirada de GNL no mesmo período. Os preços regionais também são influenciados conjuntamente pelo gás do Nordeste, pelo gás do Permiano, pela demanda local de data centers, pelos fundamentos globais de GNL, pela capacidade remanescente dos gasodutos e pela resposta dos produtores aos preços. Uma retirada mais forte de GNL e a demanda local ajudam a estreitar os diferenciais de base, enquanto manutenção e outras restrições operacionais de fluxo podem causar saltos de curto prazo nos spreads; os níveis gerais de estoques dominam os preços absolutos. O Citi combina modelagem de produção, capacidade de gasodutos, demanda de GNL e estoques, utilizando tanto todos os preços à vista quanto preços à vista limitados para reduzir o efeito de um pequeno número de preços anômalos causados por clima extremo ou manutenção inesperada sobre médias semanais, mensais e trimestrais. Em última análise, a produção mais forte de Haynesville e da Bacia do Permiano sustenta sua previsão de um preço médio do Henry Hub de $2.8/MMBtu em 2027. À medida que as exportações de GNL dos EUA aumentam e um excedente global de GNL potencialmente surge, o relatório também espera que as correlações entre Henry Hub, JKM asiático e TTF europeu se fortaleçam.

Estrutura de análise

O relatório primeiro reestima a produção atual de Haynesville usando dados de fluxo gasoduto por gasoduto, tanto dentro quanto fora da região produtora, e valida os resultados com revisões sucessivas da EIA. Em seguida, usa a curva futura, os incentivos de hedge dos produtores, as mudanças no número de sondas e o padrão histórico de 2025 para inferir o momento do crescimento da produção no curto prazo. A seção de infraestrutura examina, gasoduto por gasoduto, a capacidade existente, as taxas de utilização, os projetos em construção e os suprimentos concorrentes de gás em três rotas de escoamento: sul da Louisiana, sudeste do Texas e Sudeste dos EUA. A seção de preços então incorpora produção, capacidade de gasodutos, demanda de GNL, demanda local e estoques em modelos regionais de preço absoluto e base, usando preços à vista limitados para reduzir o impacto de eventos extremos sobre os preços médios.

Notas metodológicas

• (Método fora da taxonomia)Outro

  Coleta de fluxos gasoduto por gasoduto e complementação de fluxos fora da região produtora

  O relatório não apenas agrega pontos de fluxo dentro dos condados produtores de gás, mas também rastreia volumes recebidos fora da região produtora ao longo de cada gasoduto para reduzir omissões e reestimar a produção real, utilizando então dados revisados da EIA para validar a direção.

• Estrutura de análise setorialEstrutura de oferta e demanda

  Equilíbrio entre oferta regional de gás natural, demanda e capacidade de escoamento

  O relatório compara produção, demanda local, retirada de GNL, estoques e capacidade remanescente dos gasodutos. Quando a oferta cresce mais rapidamente do que a demanda e a capacidade de escoamento, o desconto regional de preço em relação ao Henry Hub se amplia.

• Estrutura de análise setorialTransmissão pela cadeia de valor upstream-midstream-downstream

  Transporte por gasoduto dos campos de gás aos hubs e terminais de GNL

  O relatório rastreia os fluxos de gás dos campos de Haynesville, passando pelos hubs Gillis e Carthage, até os terminais de GNL da Costa do Golfo, explicando como mudanças na infraestrutura remodelam a alocação e os preços regionais.

• (Método fora da taxonomia)Outro

  Cadeia de resposta preço futuro—hedge—número de sondas—produção

  O relatório argumenta que preços futuros mais altos incentivam os produtores a fazer hedge e adicionar sondas, com a atividade de perfuração se traduzindo em produção após uma defasagem, e usa um padrão semelhante de 2025 para sustentar suas projeções para 2026—2027.

• (Método fora da taxonomia)Outro

  Modelagem de preços à vista limitados

  O modelo de preços usa tanto todos os preços à vista reais quanto preços limitados para restringir o impacto de um pequeno número de valores atípicos causados por clima extremo ou manutenção inesperada de gasodutos sobre os preços médios semanais, mensais e trimestrais.

Mapeamento e comparação de ativos

Mapeamento estruturado da tese para ativos nomeados (pontos fortes, pontos fracos, pares e riscos).

• Gás natural de Haynesville

  O relatório espera que a produção atual esteja subestimada e acredita que ela ainda possa aumentar 1—2 bcf/d trimestre a trimestre nos próximos trimestres.

  Pontos fortes

  Proximidade ao Henry Hub e à maioria dos terminais de exportação de GNL dos EUA, construção ativa de gasodutos para o sul e capacidade dos produtores de ajustar rapidamente a perfuração em resposta aos preços futuros.

  Pontos fracos

  Novos poços precisam compensar os declínios naturais, enquanto o crescimento da oferta regional pode superar a demanda local e a expansão da capacidade de escoamento.

  Comparação

  Compete com o gás do Nordeste no mercado do Sudeste e com o gás da Bacia do Permiano no Texas e na Louisiana.

  Riscos

  Uma retirada global de GNL mais fraca do que o esperado, aumento dos suprimentos concorrentes ou preços menores podem desacelerar o crescimento da produção no longo prazo.

• Base de gás natural do Carthage Hub

  O crescimento da produção de Haynesville e a reestruturação dos fluxos para o sul ampliaram o desconto de Carthage em relação ao Henry Hub.

  Pontos fortes

  Sua conectividade com as exportações de GNL e os centros de demanda do sul continua melhorando.

  Pontos fracos

  A oferta regional cresce mais rapidamente do que a demanda local e a capacidade incremental de escoamento, tornando a base sensível à alta utilização dos gasodutos.

  Comparação

  O desconto histórico normalmente é de $0.20—0.40/MMBtu e recentemente se ampliou para aproximadamente $0.30—0.50/MMBtu.

  Riscos

  Retirada fraca de GNL, estoques elevados e concorrência do gás do Nordeste e do Permiano podem ampliar ainda mais o desconto.

• Gás natural Henry Hub

  A produção mais forte de Haynesville e da Bacia do Permiano sustenta a previsão do relatório de um preço médio de $2.8/MMBtu em 2027.

  Pontos fortes

  À medida que as exportações de GNL dos EUA aumentam, espera-se que sua influência sobre a precificação global do gás natural se fortaleça.

  Pontos fracos

  O crescimento da produção e os estoques elevados pressionam os preços absolutos.

  Comparação

  O relatório espera que as correlações de preço do Henry Hub com o JKM asiático e o TTF europeu se fortaleçam.

  Riscos

  Clima, estoques, volumes de exportação de GNL e manutenção inesperada de gasodutos podem causar volatilidade substancial dos preços.

Dados principais

• Pico recente da produção de HaynesvilleQuase 16 bcf/dNo início de maio de 2026, superando o recorde anterior de 15.3 bcf/d
• Aumento da produção nos próximos trimestres1—2 bcf/dO aumento trimestre a trimestre projetado pelo relatório
• Mudança no número de sondas42 sondas→52 sondas→58 sondasCorrespondente ao início de janeiro, fevereiro e maio de 2026, respectivamente
• Fluxos combinados de LEG e NG3Aproximadamente 2.5 bcf/dFluxos médios acumulados no ano de 1.25 e 1.30 bcf/d, respectivamente
• Taxas máximas de utilização de LEG e NG385% e 88%Níveis diários máximos dos dois novos sistemas
• Capacidade existente de Haynesville até Gillis HubAproximadamente 8.3 bcf/dEstima-se que aproximadamente 1.3 bcf/d de capacidade permaneça disponível
• Capacidade incremental planejada até Gillis HubAproximadamente 4.5 bcf/dIncluindo Pelican, LEAP Fase 5 e Gulf South Texas Gateway
• Capacidade incremental downstream planejada a partir de Gillis HubAproximadamente 7.0 bcf/dConectando-se principalmente a instalações de GNL da Costa do Golfo
• Volumes de gás de Haynesville que entram no mercado do TexasAproximadamente 0.9 bcf/dEnfrentando concorrência de suprimentos da Bacia do Permiano e Eagle Ford
• Participação de volumes de gás relacionados ao GNLPelo menos 50%A participação atual do gás natural de Haynesville utilizada para sustentar exportações de GNL
• Base histórica de CarthageDesconto de $0.20—0.40/MMBtuA faixa típica em relação ao Henry Hub
• Base recente de CarthageDesconto de aproximadamente $0.30—0.50/MMBtuÀs vezes mais amplo, com média de aproximadamente $0.10/MMBtu mais ampla do que antes de LEG e NG3 entrarem em operação
• Capacidade do Transco SSEP1.6 bcf/dPrevista para entrar em operação no terceiro trimestre de 2027
• Teor de nitrogênio no gás natural em partes do Permiano5%—8%As instalações de GNL normalmente preferem gás de alimentação com teor de nitrogênio de aproximadamente 1% ou menos
• Preço médio previsto do Henry Hub em 2027$2.8/MMBtuSustentado por uma produção mais forte de Haynesville e da Bacia do Permiano

Impacto e implicações

O relatório acredita que a capacidade de crescimento da produção de Haynesville é maior do que o mercado reconhece e que o sul da Louisiana se tornará a saída incremental mais importante. No entanto, a nova produção pode inicialmente superar a plena concretização da demanda e da capacidade dos gasodutos, ampliando os descontos de hubs como Carthage em relação ao Henry Hub. No médio e longo prazo, os fluxos ficarão mais concentrados em direção aos terminais de GNL, enfrentando simultaneamente concorrência do gás do Nordeste e do Permiano. Se a demanda global por GNL for mais fraca do que o esperado, as exportações dos EUA e o crescimento da produção de Haynesville no longo prazo poderão desacelerar. A participação crescente das exportações de GNL dos EUA também significa que as ligações de preço entre Henry Hub, JKM e TTF se tornarão mais estreitas.

Riscos

• O crescimento da demanda global por GNL pode ser mais fraco do que o esperado, resultando em menores exportações de GNL dos EUA e crescimento mais lento da produção de Haynesville no longo prazo.
• Após a entrada em operação do Transco SSEP, o gás natural do Nordeste poderá recuperar participação de mercado no Sudeste dos EUA.
• Novos gasodutos da Bacia do Permiano fornecerão mais gás natural de baixo custo ao leste do Texas e à Louisiana, intensificando a concorrência.
• Manutenção inesperada de gasodutos, restrições operacionais de fluxo e temperaturas extremas podem desencadear forte volatilidade nos preços regionais à vista e nos diferenciais de base.
• O maior teor de nitrogênio do gás natural do Permiano aumentará os custos de remoção de nitrogênio, processamento e mistura, mas os suprimentos de gás de baixo custo podem absorver esses custos.

Pontos a observar

• Acompanhar o número de sondas de Haynesville e se a produção poderá alcançar crescimento trimestre a trimestre de 1—2 bcf/d no quarto trimestre de 2026 e no primeiro trimestre de 2027.
• Monitorar as taxas de utilização e a capacidade de escoamento remanescente em LEG, NG3, LEAP e gasodutos legados.
• Observar os cronogramas de entrada em operação de Gillis Access, Pelican, Port Arthur Connector, Driftwood Line 200 e outros projetos.
• Acompanhar o impacto da retirada de GNL, da demanda de data centers e dos estoques de gás natural dos EUA sobre os equilíbrios regionais de oferta e demanda.
• Monitorar as mudanças nas participações de mercado dos gases do Nordeste, Permiano e Haynesville após a entrada em operação do Transco SSEP e de novos gasodutos da Bacia do Permiano.
• Observar se os diferenciais de base de Carthage, Columbia Gulf Mainline e NGPL Texok em relação ao Henry Hub continuam se ampliando até o fim de 2027.