Los importadores de gas natural licuado (GNL) de todo el mundo desembolsarán en 2026 al menos US$ 39.000 millones extra en contratos y compras al contado, aunque recibirán 60,7 millones de toneladas menos. La estimación pertenece a la consultora Rystad Energy y la difundió El Periódico de la Energía, que señala a Europa como la región más castigada por la falta del gas que exportan Catar y Emiratos Árabes Unidos.
El análisis supone que el GNL de esos dos países, que debe atravesar el estrecho de Ormuz, no estará disponible entre marzo y fines de 2026. Con ese escenario, el costo de las carteras globales de importación pasaría de US$ 217.800 millones a por lo menos US$ 256.300 millones, un 18 % por encima de la proyección previa a la guerra.
Europa paga más y Asia oriental resiste
La factura europea crecerá como mínimo US$ 12.000 millones, un 18 %, aun con una demanda 24 millones de toneladas menor. Como ya compraba en el mercado spot cerca del 65 % de su GNL, tiene poco espacio para apoyarse más en esa vía: descontada la caída del consumo, el peso del contado en sus importaciones subiría apenas 5,49 puntos porcentuales. Además, perderá 20,6 millones de toneladas de las 24,7 millones que Catar debía entregarle este año.
Asia oriental, en cambio, compra al contado sólo el 14,5 % de lo que importa y tiene contratos más diversificados fuera de Medio Oriente. Aunque es la región con mayor exposición nominal a los contratos del golfo Pérsico, tendrá la menor suba relativa de costos entre las que están fuera de esa zona: 9,7 %.
MundoQatarEnergy extiende la fuerza mayor del GNL hasta fin de 2026 y el gas europeo se disparaLa estatal qatarí no garantizará sus cargamentos a largo plazo durante el invierno boreal. Italia, Pakistán y Bangladesh salen a buscar gas al mercado spot a precios récord.Leer nota La clave está en la forma de fijar precios. Según Rystad, el 82 % de los contratos de largo plazo de Asia oriental está atado al petróleo, que subió mucho menos que el GNL spot: esos contratos se encarecieron alrededor de 28 %, contra 72 % en los indexados a hubs de gas y al mercado al contado. En Europa, donde cerca de un cuarto de los contratos largos depende de índices gasíferos, el precio medio aumentó 47 %.
Asia meridional, en tanto, se ajusta importando menos, sobre todo Pakistán. Egipto, en África, y Brasil, en América del Sur, empujan hacia arriba precios y volúmenes, mientras que Medio Oriente se adapta con una menor demanda.
Christoph Halser, analista sénior de gas y GNL de la consultora, sostuvo que la crisis expone una debilidad estructural: diversificar índices de precio ayuda a contener costos, pero no asegura la llegada física del gas. "Cuando los cargamentos pueden desaparecer de un día para otro, la resiliencia del suministro es tan importante como el precio que se paga", afirmó.
El papel de Estados Unidos
El informe valora las fuentes que no puedan bloquearse con facilidad, lejos de pasos marítimos estrechos o aguas en disputa. Los buques que parten del golfo de México rumbo a Europa no pasan por Ormuz; los que van a Asia, en cambio, pueden toparse con las limitaciones del canal de Panamá o necesitar rutas más largas. Por eso ganan peso como alternativa las exportaciones desde la costa del Pacífico de Australia y Canadá.
La expansión de la capacidad de licuefacción en Estados Unidos abre la puerta a contratos indexados al Henry Hub, pero también ata más la demanda global de GNL al mercado gasífero estadounidense. La mayor necesidad de gas para las plantas de licuefacción y para generación eléctrica podría presionar al alza ese índice, aun si la nueva oferta modera los precios spot en Asia y el TTF neerlandés. Por eso Rystad aconseja no dar por hecho que la ventaja actual de esos contratos durará toda su vigencia y revisar las cláusulas de sustitución y de elección de proveedores.
Fuente El Periódico de la Energía
