El shock del GNL se detiene en la frontera de EE. UU.

Cargamentos de GNL de Catar, primeros seis meses de guerra 18 (509 un año antes) 29 de septiembre de 2026. ICIS, vía Euronews Catar exportó 18 cargamentos de GNL en los primeros seis meses de la guerra, frente a 509 en el mismo periodo del año anterior, según ICIS. El almacenamiento de gas de Europa tocó a principios de septiembre su nivel más bajo para esa época del año desde 2009, según Wood Mackenzie. En Estados Unidos, el Henry Hub promedió $2,95 por millón de unidades térmicas británicas en septiembre, dos centavos menos que un año antes. El shock del GNL es real en todas partes salvo en la fuente que ahora cubre el hueco.

Qué ha pasado

Los ataques iraníes dejaron fuera de servicio dos de los 14 trenes de exportación de Catar, el 17% de su capacidad de GNL, y QatarEnergy ha dicho que las reparaciones llevarán de tres a cinco años. Ha prorrogado la fuerza mayor sobre las entregas a Asia y Europa hasta finales de noviembre, y para la italiana Edison hasta principios de diciembre. Reuters calculó las ventas perdidas por Catar en los primeros seis meses de guerra en 24.000 millones de dólares.

Cederic Cremers, de Shell, dijo en septiembre que en lo que va de año faltaban en el mercado unos 36 millones de toneladas de suministro catarí y emiratí respecto a 2025. Incluso si Ormuz reabre, dijo, “no creo que se volviera de inmediato al tipo de flujos que veíamos antes de que empezara la guerra”.

Los pocos cargamentos cataríes que consiguen salir van hacia el este. Euronews informó de cargamentos cataríes entregados en India y Pakistán a finales de septiembre, y de uno que salía de Ormuz rumbo a China.

El sustituto para todos los demás llega de Estados Unidos. Edison ha perdido 35 cargamentos cataríes desde abril y ha sustituido 23 de ellos, sobre todo con gas estadounidense, según Euronews.

Las cifras

Exportaciones de GNL de EE. UU., primer semestre 17.400 millones de pies cúbicos diarios, +23% interanual 30 de junio de 2026. EIA Las exportaciones de GNL de EE. UU. promediaron 17.400 millones de pies cúbicos diarios en el primer semestre de 2026, un 23% más que un año antes, según la EIA. Lo impulsó la nueva capacidad, al “ritmo más rápido desde que Estados Unidos empezó a exportar a gran escala en 2016”: Plaquemines a plena capacidad, seis de siete trenes en marcha en la fase 3 de Corpus Christi, y Golden Pass, que empezó a exportar en abril.

Henry Hub al contado, media de septiembre $2,95/MMBtu ($2,97 en septiembre de 2025) 30 de septiembre de 2026. Precio diario al contado de la EIA vía FRED (DHHNGSP), media de Valtor TTF holandés, primer vencimiento, media de septiembre Más de 75 euros/MWh (33 euros en febrero) 30 de septiembre de 2026. John Kemp Nada de eso aparece en el precio estadounidense. El Henry Hub al contado promedió $2,95 en septiembre según los datos diarios de la EIA, frente a $2,97 en septiembre de 2025. Los futuros del TTF de primer vencimiento en Europa promediaron más de 75 euros por megavatio hora en septiembre, frente a 33 euros en febrero, según los cálculos de John Kemp. Al tipo de cambio de septiembre, eso son unos $25 por millón de unidades térmicas británicas, más de ocho veces el Henry Hub.

Almacenamiento de gas de la UE Al 70,89% 26 de septiembre de 2026. GIE AGSI+ El colchón de Europa es fino. El almacenamiento de la UE estaba al 70,89% el 26 de septiembre según los datos AGSI+ de GIE, unos 16 puntos por debajo de la media de 2021-2025 para ese día. Wood Mackenzie dijo a principios de septiembre que el almacenamiento estaba en su nivel más bajo para esa época del año desde 2009, y prevé un 21% al final del invierno.

Transmisión

Las terminales de exportación de EE. UU. ya funcionaban “cerca de sus niveles máximos de producción” en el primer semestre, dice la EIA. La demanda exterior no puede sacar del país más gas del que las terminales pueden licuar. En nuestra lectura, por eso la escasez sube los precios en Europa y Asia y deja el Henry Hub donde lo pone la oferta interna.

Inferencia de Valtor Nuestra lectura, que es una inferencia sobre cómo funcionan los contratos y no una cifra con fuente: la diferencia entre el gas a $3 en Estados Unidos y el gas a $25 en Europa se la queda quien tiene cargamentos estadounidenses libres para ir al mejor postor. Muchos contratos de compra de GNL estadounidense se fijan sobre el Henry Hub más una tarifa fija de licuefacción, así que quien tiene cargamentos flexibles se queda con la mayor parte del diferencial. Catar carga con el volumen perdido, y sus clientes a largo plazo, con la fuerza mayor.

Los costes recaen en balances que no se parecen en nada a los de los ganadores. Catar ha perdido 24.000 millones de dólares en ventas. Edison ha tenido que comprar sustitutos para dos tercios de lo que Catar no entregó. El hueco del almacenamiento europeo tiene que cerrarse en el mismo mercado al contado, a los mismos precios, antes de los meses más fríos.

Nadie más tiene margen que ofrecer. Un informe del Foro Internacional de la Energía y de la japonesa Jogmec, citado por The National, concluyó que en 2025 la capacidad de licuefacción ociosa del mundo se quedó unos 14.000 millones de metros cúbicos (unos 10 millones de toneladas) por debajo del GNL que pasa por Ormuz, la primera vez en casi una década que la capacidad ociosa no alcanzaba a cubrirlo. Incluso el suministro estadounidense está limitado por lo que ya está construido. Uno de los próximos incrementos es el segundo tren de Golden Pass, que la EIA espera para finales de 2026.

Qué vigilar

• La fuerza mayor de QatarEnergy. Ahora llega hasta finales de noviembre para la mayoría de los compradores. Otra prórroga mantendría fuera los volúmenes cataríes durante casi todo el invierno.
• El almacenamiento de la UE frente a la previsión de Wood Mackenzie de un 21% al final del invierno. Un diciembre frío pondría a prueba esa cifra pronto.
• El tren 2 de Golden Pass, que la EIA espera para finales de 2026.

Conclusión

La guerra sacó del mercado el GNL de Catar y Estados Unidos puso el suyo. El Henry Hub está donde estaba hace un año, Catar ha perdido 24.000 millones de dólares y a Europa le falta gas al entrar en el invierno. El diferencial entre esos hechos se paga en Europa y Asia y lo cobra quien tiene cargamentos estadounidenses flexibles.