Por Energy Insights
El segundo trimestre de 2026 marcó un cambio abrupto en el mercado mundial de gas natural. Después de iniciar el año con un crecimiento interanual de 12% en el comercio de gas natural licuado (GNL) y menores precios en Europa y Asia, el conflicto en Medio Oriente y el cierre de facto del estrecho de Ormuz interrumpieron la flexibilización de los balances internacionales.
El reporte anterior de Energy Insights documentó el inicio de este choque. Durante marzo y abril, las pérdidas de suministro de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos alcanzaron aproximadamente 20 mil millones de metros cúbicos (bcm). Los precios spot regresaron a niveles no observados desde la crisis energética de 2022-2023 y los cargamentos flexibles comenzaron a desviarse desde Europa hacia los mercados asiáticos.
El reporte del tercer trimestre confirma que la crisis no fue transitoria. Entre marzo y junio, la reducción acumulada de los cargamentos de GNL procedentes de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos aumentó hasta 35 bcm. Aunque productores de América del Norte, África, Asia y Rusia compensaron alrededor de tres cuartas partes de esta pérdida, el mercado permanece más ajustado, volátil y expuesto a la evolución del estrecho de Ormuz.
Por esta ruta transitaba cerca de 20% de la oferta mundial de GNL. Su cierre operativo redujo las exportaciones del Golfo, elevó los precios internacionales y obligó a los principales mercados importadores a disminuir su consumo, sustituir combustibles y competir por los cargamentos disponibles.
El acuerdo provisional alcanzado entre Estados Unidos e Irán a mediados de junio abrió la posibilidad de una normalización gradual. El escenario base de la Agencia Internacional de Energía (AIE) supone la reapertura completa del estrecho durante el tercer trimestre y la recuperación de las instalaciones no dañadas a principios del cuarto. Sin embargo, cualquier retraso podría mantener restringido el mercado durante el resto de 2026 y profundizar sus efectos durante 2027.
La oferta externa al Golfo contuvo la crisis
La respuesta de otros productores evitó que la disminución de las exportaciones del Golfo provocara una contracción todavía mayor. Entre marzo y junio, la producción de GNL fuera de esa región aumentó casi 18% interanual, equivalente a 27 bcm, apoyada por nuevos proyectos en América del Norte y África y por una mejor disponibilidad de gas de alimentación en instalaciones de África, Asia y Rusia.
Este crecimiento compensó aproximadamente tres cuartas partes de la caída de los cargamentos de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos. Como resultado, la producción mundial de GNL disminuyó solamente 4%, alrededor de 8 bcm, entre marzo y junio, una contracción considerablemente menor que la registrada por los productores del Golfo.
Estados Unidos también flexibilizó sus autorizaciones de exportación. La planta Plaquemines LNG recibió permiso para incrementar sus ventas internacionales en 4.6 bcm anuales, mientras Elba Island LNG fue autorizada a aumentar sus exportaciones en 0.8 bcm. Estas medidas fortalecen el papel estadounidense como principal proveedor incremental y como fuente de flexibilidad para el mercado mundial.
Para el conjunto de 2026, la AIE prevé que la oferta combinada de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos disminuya aproximadamente 45%, 54 bcm, respecto de 2025. Esta pérdida sería compensada, en gran medida, por cerca de 50 bcm de nueva producción procedente de América del Norte, África y Australia, además de más de 10 bcm adicionales provenientes de proyectos existentes.
En consecuencia, el comercio mundial de GNL podría permanecer prácticamente sin cambios durante 2026. Sin embargo, esta previsión depende de la recuperación progresiva de las exportaciones del Golfo entre julio y octubre. Si la reapertura de Ormuz o el reinicio de las instalaciones se retrasan, el mercado podría registrar su primera caída anual de oferta desde 2012.
Los precios se moderaron, pero no se normalizaron
Durante los primeros dos meses de 2026, el crecimiento de la oferta había contribuido a reducir los precios internacionales. El índice europeo TTF disminuyó 24% interanual, mientras el Platts JKM asiático retrocedió 27%. Esta tendencia cambió abruptamente con el cierre de Ormuz.
En marzo, el TTF alcanzó un promedio de 18 dólares por millón de unidades térmicas británicas (USD/MBtu), mientras el JKM se aproximó a 21 USD/MBtu. Ambos indicadores registraron sus niveles más elevados desde enero de 2023, acompañados de una volatilidad extraordinaria.
Aunque las cotizaciones disminuyeron posteriormente, los promedios del segundo trimestre permanecieron considerablemente por encima de los niveles de 2025. El TTF promedió cerca de 16 USD/MBtu, un incremento interanual de 32%, mientras el Platts JKM alcanzó 17.5 USD/MBtu, 45% más que el año anterior.
El cambio en los diferenciales modificó la dirección de los cargamentos flexibles. Europa había mantenido una prima promedio de 0.9 USD/MBtu durante enero y febrero. Entre marzo y junio, Asia pasó a ofrecer una prima de 2.1 USD/MBtu, incentivando el desvío de cargamentos desde terminales europeas hacia compradores asiáticos.
El acuerdo provisional entre Estados Unidos e Irán moderó esta presión. Entre el 15 y el 26 de junio, el contrato TTF con entrega al mes siguiente disminuyó 6%, mientras el Platts JKM cayó 12%. No obstante, esta corrección representa una moderación y no una normalización: los precios permanecen elevados y sensibles a cualquier nueva interrupción.
Asia pasa del crecimiento a la contracción
La evolución de Asia refleja la magnitud del cambio. Después de crecer aproximadamente 2% durante el invierno 2025-2026, la demanda regional se encamina ahora hacia una contracción de 0.5% en el conjunto de 2026.
Los mayores precios del GNL, la menor disponibilidad de cargamentos y las medidas de sustitución de combustibles están reduciendo el consumo. En la generación eléctrica, algunos países están reemplazando gas por carbón, mientras las industrias intensivas en energía disminuyen sus tasas de operación.
China desempeñó un papel central en este ajuste. Entre marzo y junio, su demanda de gas natural cayó aproximadamente 4% interanual. Al mismo tiempo, una mayor producción nacional permitió reducir sus importaciones de GNL en 12%, alrededor de 3 bcm, contribuyendo a equilibrar el mercado mundial.
Europa también redujo su consumo. La combinación de una mayor generación renovable y precios elevados disminuiría su demanda de gas en más de 2% durante 2026. El ajuste se concentra principalmente en la generación eléctrica, donde las fuentes eólica, hidroeléctrica y otras energías renovables continúan desplazando al gas.
En Medio Oriente, la demanda se contraería aproximadamente 4%, la primera disminución anual de la región desde 1993. Los daños a instalaciones de producción y procesamiento, junto con la menor actividad de las industrias intensivas en gas, explican buena parte de esta caída.
La demanda de América del Norte registraría una disminución marginal, debido principalmente a las temperaturas moderadas del primer trimestre. En contraste, América Central y del Sur presentaría un crecimiento de 3%, ante la menor disponibilidad de generación hidroeléctrica y el mayor uso de centrales de gas. Eurasia también crecería cerca de 3% después de un invierno más frío, mientras África permanecería prácticamente sin cambios.
En conjunto, la AIE prevé que la demanda mundial de gas natural disminuya alrededor de 0.5% en 2026, equivalente a 20 bcm. Esta sería la tercera contracción anual de la década, después de las registradas en 2020 y 2022.
La crisis se extiende hacia los fertilizantes y los alimentos
El impacto económico del conflicto supera al sector energético. Las exportaciones de fertilizantes procedentes del Golfo prácticamente se detuvieron, mientras el aumento de los precios del gas redujo la producción de amoniaco y urea en Europa y Asia.
El gas natural es una materia prima fundamental para la fabricación de fertilizantes nitrogenados. Por ello, su menor disponibilidad y mayor costo afectan directamente la producción agrícola. Bangladesh, India y Pakistán se encuentran particularmente expuestos por su dependencia del GNL y de los fertilizantes procedentes de Medio Oriente.
Una prolongación de la crisis podría elevar los costos agrícolas y trasladar la presión hacia los precios de los alimentos. Esta relación convierte al gas natural en un factor de riesgo no solamente para la industria y la generación eléctrica, sino también para las cadenas agroalimentarias y la seguridad alimentaria de las economías más vulnerables.
El daño estructural resulta mayor de lo previsto
El reporte del segundo trimestre estimaba que las afectaciones directas y los retrasos de proyectos reducirían la oferta acumulada de GNL en aproximadamente 120 bcm entre 2026 y 2030. La estimación más reciente de la AIE eleva esta pérdida a 140 bcm.
La revisión incorpora tanto las interrupciones inmediatas como las consecuencias de mediano plazo de los daños a la infraestructura gasífera, incluido el complejo de Ras Laffan, en Qatar, la mayor instalación de licuefacción del mundo.
Las pérdidas ahora previstas equivalen a cerca de 15% de la nueva oferta mundial de GNL que se esperaba incorporar entre 2026 y 2030. Esto confirma que la crisis no afecta únicamente los cargamentos disponibles en 2026: también está retrasando el alivio estructural que debía generar la nueva capacidad de licuefacción.
El mayor impacto se concentrará durante 2026 y 2027, por lo que el mercado permanecerá más ajustado de lo anticipado durante los próximos dos años.
Estados Unidos refuerza su posición hacia finales de la década
La nueva capacidad de licuefacción contribuirá a mejorar la seguridad y asequibilidad del suministro, pero llegará después del periodo más crítico. Desde principios de marzo, tres grandes proyectos estadounidenses alcanzaron su decisión final de inversión:
- CP2 Fase 2 elevará la capacidad máxima del complejo a 40 bcm anuales.
- La primera unidad flotante de Delfin LNG aportará 6 bcm anuales.
- Commonwealth LNG incorporará 13 bcm anuales.
Los tres proyectos comenzarían operaciones en 2030. Su desarrollo consolidará a Estados Unidos como proveedor estratégico y ampliará la diversidad de fuentes disponibles para los mercados importadores. Sin embargo, no resolverá las restricciones previstas para 2026 y 2027.
La crisis también está modificando las relaciones entre productores y consumidores. Los países importadores buscan contratos de largo plazo, mayor flexibilidad y mecanismos de cooperación, mientras los exportadores adquieren una posición estratégica más relevante dentro de las políticas de seguridad energética.
Implicaciones para México
México no depende directamente de cargamentos de GNL procedentes del Golfo, pero permanece expuesto a la crisis por su elevada integración con el mercado estadounidense. El crecimiento de las exportaciones de GNL de Estados Unidos contribuye a la seguridad mundial de suministro, aunque también incrementa la competencia por el gas producido en América del Norte.
En el corto plazo, la disponibilidad de gas estadounidense y la capacidad productiva de la región limitan el riesgo de una escasez física para México. Sin embargo, una mayor demanda de las terminales exportadoras puede ejercer presión sobre las referencias estadounidenses, particularmente Henry Hub, y trasladarse a los costos mexicanos de generación eléctrica y producción industrial.
Los sectores más sensibles son la petroquímica, el acero, el vidrio, el cemento, la manufactura y los fertilizantes. En estos últimos, la exposición es doble: mayores costos del gas en América del Norte y menor disponibilidad internacional de amoniaco y urea.
Para los compradores industriales mexicanos, el entorno refuerza la necesidad de revisar contratos, escenarios de precios y estrategias de suministro. También aumenta el valor de las medidas de eficiencia energética y de la flexibilidad para sustituir combustibles cuando los procesos industriales lo permitan.
Desde una perspectiva nacional, la evolución del mercado confirma tres prioridades: ampliar la capacidad de almacenamiento, fortalecer la infraestructura de transporte y desarrollar mayor flexibilidad operativa. La integración con Estados Unidos continúa siendo una ventaja competitiva, pero no sustituye la necesidad de contar con una estrategia propia de seguridad y resiliencia del suministro.
Perspectivas para los tomadores de decisiones
El escenario base apunta a una recuperación gradual de los flujos de GNL durante la segunda mitad de 2026, pero el balance mundial continuará expuesto a riesgos significativos.
Para los compradores industriales y las empresas eléctricas, la prioridad será asegurar flexibilidad contractual, diversificar proveedores y administrar la exposición a los precios spot. La competencia entre Asia y Europa por los cargamentos flexibles puede intensificarse nuevamente ante cualquier interrupción en Ormuz.
Para los productores de América del Norte, África y Australia, la crisis representa una oportunidad para ampliar su participación y fortalecer contratos de largo plazo. Estados Unidos se consolida como el principal proveedor incremental, aunque las nuevas inversiones tendrán un efecto más significativo hacia finales de la década.
Los gobiernos enfrentan un desafío más amplio: coordinar seguridad energética, política industrial y protección de las cadenas agroalimentarias. La disponibilidad de gas no puede evaluarse únicamente como un asunto de generación eléctrica; también determina la competitividad de las industrias intensivas en energía y la producción mundial de fertilizantes.
Conclusión
La crisis de Medio Oriente interrumpió la flexibilización que comenzaba a observarse en el mercado mundial de gas. La producción externa al Golfo evitó una caída más profunda de la oferta, pero no eliminó la presión sobre los precios ni la dependencia de una reapertura sostenida del estrecho de Ormuz.
El tercer trimestre confirma que el choque inicialmente documentado no fue transitorio. Las pérdidas de suministro se profundizaron, la demanda comenzó a ajustarse y la afectación acumulada prevista para 2026-2030 aumentó de 120 a 140 bcm.
La demanda mundial disminuirá en 2026, particularmente en Medio Oriente, Asia y Europa. Aunque existe una cartera importante de nuevos proyectos de licuefacción, su aportación llegará después del periodo más crítico.
El mercado permanecerá más ajustado, volátil y expuesto a acontecimientos geopolíticos durante 2026 y 2027. Para las empresas, la respuesta deberá combinar contratos de largo plazo, diversificación de proveedores, flexibilidad de suministro y una gestión más activa del riesgo energético.
