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Drones iraníes impactaron Ras Laffan el lunes, QatarEnergy cerró el mayor complejo exportador de GNL del planeta y los futuros europeos de gas registraron su mayor movimiento en un solo día desde el shock de Ucrania en 2022. Las terminales estadounidenses operan a plena capacidad. No hay margen para absorber este golpe.
Dos drones. Eso fue todo lo que hizo falta. El Ministerio de Defensa de Qatar confirmó el lunes que Irán lanzó dos vehículos aéreos no tripulados contra instalaciones en Ras Laffan Industrial City y Mesaieed Industrial City. No se reportaron víctimas. El daño físico, según las evaluaciones iniciales, fue limitado. La respuesta de QatarEnergy, en cambio, no lo fue. La empresa estatal paralizó toda la producción de GNL y productos asociados como medida preventiva, según su comunicado oficial. Solo Ras Laffan gestiona 77 millones de toneladas anuales de capacidad exportadora de GNL, aproximadamente un quinto del suministro global, según Bloomberg. Tres buques metaneros estaban atracados en la instalación cuando llegó la orden de cierre, y ningún buque de GNL ha transitado el Estrecho de Ormuz desde el 28 de febrero, según datos de seguimiento de Vortexa.
El gas europeo se revalorizó en cuestión de horas
Los futuros del TTF holandés, la referencia para el gas mayorista europeo, se dispararon hasta un 54% el lunes, según Bloomberg. Es el mayor movimiento intradía desde las semanas caóticas tras la invasión rusa de Ucrania a principios de 2022. Los precios mayoristas del gas británico saltaron casi un 50%, mientras que los benchmarks spot de GNL en Asia subieron cerca de un 39%, según reportó Al Jazeera. Las tarifas diarias de flete para buques metaneros se dispararon más de un 40%, como informó NPR el lunes. El mecanismo es simple: Qatar suministra aproximadamente el 20% del GNL global, cuyo grueso transita por el Estrecho de Ormuz. El estrecho está, en la práctica, cerrado. Incluso antes de la paralización de Ras Laffan, el tráfico marítimo se había desplomado a casi cero después de que la IRGC emitiera alertas VHF declarando el paso prohibido y al menos cuatro buques fueran alcanzados en aguas del Golfo desde que comenzaron los ataques el 28 de febrero. Las aseguradoras P&I retiraron la cobertura para el estrecho a partir del 5 de marzo, lo que hace que el riesgo económico del tránsito sea prohibitivo independientemente de la realidad militar. Maersk y Hapag-Lloyd suspendieron todas las operaciones a través de la vía.
El momento no podría ser peor. Los inventarios de almacenamiento de gas en Europa se han reducido a poco más del 30% de la capacidad a principios de marzo, según datos de AGSI+, frente a aproximadamente el 40% de hace un año y muy por debajo de las medias estacionales. El continente necesita importaciones masivas de GNL durante los meses de verano para rellenar el almacenamiento de cara al próximo invierno. Ese suministro acaba de encarecerse drásticamente, si es que llega.
Las terminales de EE.UU. ya operan al máximo
La realidad incómoda para quienes esperan que el GNL estadounidense acuda al rescate es esta: las terminales de exportación ya operan cerca de su capacidad máxima. Bloomberg informó el lunes que los productores estadounidenses tienen poco margen para capitalizar la ampliación del spread entre precios domésticos e internacionales porque la infraestructura está totalmente utilizada. Los flujos medios de gas hacia las ocho principales plantas de exportación de GNL de EE.UU. alcanzaron los 18,500 millones de pies cúbicos diarios en febrero, igualando el récord mensual establecido en diciembre, según datos de gasoductos de la EIA. La capacidad exportadora de GNL estadounidense se situaba en aproximadamente 17 Bcf/d a finales de 2025, con una ampliación prevista a unos 19 Bcf/d durante 2026, a medida que la Etapa 3 de Corpus Christi de Cheniere continúa su rampa de producción y Golden Pass pone en marcha el Tren 1.
Golden Pass LNG, el joint venture de QatarEnergy y ExxonMobil en Sabine Pass, Texas —cuyos costos se han inflado por encima de los $11,000 millones tras retrasos de contratistas—, se encuentra en la fase final de puesta en marcha con el primer cargamento esperado a principios de este año. El Tren 1 puede añadir aproximadamente 800 MMcf/d de demanda de gas de alimentación a plena producción. Pero los Trenes 2 y 3 no llegarán hasta después de 2026, según el análisis de Natural Gas Intelligence, debido a los retrasos por la quiebra de contratistas en 2024. Esa capacidad adicional siempre fue parte de una expansión progresiva. Nadie planificó para un escenario en el que Qatar se apagara de la noche a la mañana.
La señal de precios ya se está moviendo
Los futuros de gas natural en EE.UU. subieron el lunes en sintonía con los benchmarks globales, aunque el movimiento doméstico fue mucho más moderado que el europeo. Henry Hub ya venía con alta volatilidad. La EIA reportó que los precios spot promediaron $7.72/MMBtu en enero, el mayor promedio mensual nominal desde septiembre de 2022, impulsados por la tormenta invernal Fern y un retiro récord de 360 Bcf en almacenamiento. Los precios se desplomaron por debajo de $3.50 a mediados de febrero al normalizarse el clima, pero la paralización de Qatar inyecta un tipo de prima completamente distinto. El spot de gas natural en EE.UU. cotizaba justo por encima de $3/MMBtu al inicio de esta semana, según datos diarios de la EIA. El TTF europeo, tras superar los €46 el lunes, atravesó los €58/MWh el martes, su nivel más alto desde 2023, según datos de ICE. El spread es enorme, pero irrelevante si no existe capacidad exportadora incremental para arbitrarlo.
Las previsiones de febrero de la EIA proyectaban que Henry Hub promediaría $4.12/MMBtu en marzo y alrededor de $4.30 para todo 2026, un alza del 23% respecto a su estimación de enero, con precios encaminándose hacia $4.40 en 2027 a medida que las exportaciones de GNL y la demanda eléctrica de centros de datos superan el crecimiento de la producción. Esas proyecciones no contemplan en absoluto la crisis del Ormuz. Si la producción catarí permanece fuera de línea durante semanas en lugar de días, el panorama del suministro gasístico europeo se deteriorará hacia un escenario mucho más sombrío que el de cualquier modelo base, y los productores estadounidenses con exposición a precios globales se beneficiarán incluso si los volúmenes físicos de exportación no pueden aumentar de forma significativa.
Lo que el mercado está descontando y lo que no
El mercado está descontando una interrupción, no su duración. El Brent cerró el lunes con un alza de aproximadamente el 9% en $79.45, según CNBC, y Barclays proyecta $100/bbl si el conflicto persiste durante las cuatro a cinco semanas que sugirió Trump. Natasha Kaneva de JPMorgan advirtió que una guerra de más de tres semanas agotaría la capacidad de almacenamiento del Golfo y forzaría cierres de producción, empujando el Brent a $120. Deutsche Bank planteó $200 en un escenario de bloqueo total de Ormuz. Esas cifras suenan extremas hasta que se considera que ahora mismo no se mueve un solo tanquero por el estrecho y que el comandante de la IRGC declaró el lunes que cualquier buque que intente cruzar será incendiado.
Para el gas natural en concreto, el riesgo es más estructural. Qatar estaba en plena ejecución de la expansión masiva de North Field, la mayor adición de oferta de GNL de la historia, diseñada para elevar la capacidad de 77 a 126 millones de toneladas anuales. Cada semana que Ras Laffan permanece paralizado aleja ese calendario un poco más. Mientras tanto, los compradores europeos que pasaron tres años desenganchándose del gas ruso por gasoducto descubren ahora que su cadena de suministro alternativa de GNL atraviesa una zona de conflicto activo. Las acciones de GNL estadounidenses y las E&P con peso en gas y exposición a la Costa del Golfo son las beneficiarias evidentes: Cheniere, EQT, Antero, Comstock. Pero el potencial alcista está limitado por la física. No se puede empujar más gas por una terminal del que la terminal puede manejar. Dimensionen sus posiciones en consecuencia.
