El conflicto entre Estados Unidos e Irán ha impulsado al alza los precios del gas natural, con un impacto más marcado en Europa y Asia. Asia recibe casi 90% de los embarques de gas natural licuado (GNL) de productores clave de Medio Oriente como Qatar y Emiratos Árabes Unidos, mientras que Europa obtiene entre 7% y 11% de su GNL de la misma región.

Durante los ataques con misiles y drones de la primavera de 2026, los bombardeos iraníes dañaron Ras Laffan LNG Trains 4 y 6, así como Pearl GTL Train 2. QatarEnergy, propietaria de la instalación de Ras Laffan, estima que la reparación de las dos unidades afectadas dejará fuera de servicio aproximadamente 12.8 millones de toneladas por año de capacidad de GNL durante tres a cinco años. Pearl GTL Train 2, copropiedad de QatarEnergy y Shell (NYSE:SHEL), requerirá, según se anticipa, una interrupción de un año para su reparación.

Según el podcast Platts Commodities Focus de S&P Global Energy, la escalada de tensiones geopolíticas en Medio Oriente se convirtió rápidamente en una crisis de cadena de suministro, especialmente después de que se interrumpiera el tránsito por el estrecho de Ormuz, una ruta clave de exportación para Qatar que transporta alrededor de una quinta parte del comercio mundial de GNL.

Shell's LNG Outlook 2026 proyecta que la demanda mundial de GNL aumentará a casi 700 millones de toneladas anuales para 2050, un alza de 65% frente a los niveles de 2025, a medida que los países siguen priorizando la seguridad y la flexibilidad energética que ofrecen el gas natural y el GNL. El aumento de la demanda se ha visto acelerado por el giro de Europa lejos del gasoducto ruso tras la invasión de Ucrania en 2022, lo que convirtió al continente en el mayor importador de GNL del mundo e intensificó la competencia con los compradores asiáticos por los cargamentos disponibles.

Sigue siendo una pregunta clave si la siguiente ola de proyectos de GNL podrá satisfacer esta demanda, y qué proveedores darán un paso al frente. La mayoría de los proyectos que se presentan a continuación no entregarán su primer GNL hasta 2027 o más tarde, lo que significa que es probable que la brecha de oferta creada por las interrupciones en Qatar persista durante gran parte de la década. Oilprice.com ha identificado cinco de los mayores proyectos de GNL actualmente en desarrollo, enumerados a continuación sin un orden particular.

Expansión North Field West de Qatar

Qatar avanza con una importante expansión de sus reservas de gas North Field. A principios de este año, QatarEnergy otorgó a la firma estadounidense de servicios petroleros Baker Hughes (NASDAQ:BKR) un contrato para el North Field West Project, que cubre equipos para dos LNG "mega trains", incluidos seis turbinas de gas, 12 compresores centrífugos y sistemas de energía integrados esenciales para el proceso de licuefacción de gas.

Según Euronews, el proyecto North Field West es un pilar de la estrategia más amplia de Qatar para elevar la capacidad de producción de GNL de 77 millones de toneladas a 142 millones de toneladas por año en todas las fases de expansión. Solo la fase NFW está prevista para añadir aproximadamente 16 millones de toneladas por año mediante dos nuevas líneas de producción. QatarEnergy ya adjudicó contratos de ingeniería, compras y construcción (EPC) a un consorcio internacional, y se espera la primera producción hacia finales de la década. La expansión adquiere mayor urgencia dado que los trenes dañados de Ras Laffan han eliminado temporalmente una parte significativa de la actual capacidad exportadora de Qatar.

Alaska LNG

Diseñado para transportar gas natural desde el North Slope de Alaska hacia los mercados de Alaska y del exterior, el proyecto Alaska LNG está siendo desarrollado por Glenfarne Group a través de su subsidiaria Glenfarne Alaska LNG. Glenfarne posee una participación de 75% en asociación con el Estado de Alaska, que mantiene el 25% restante. El proyecto ofrece a los compradores de la cuenca del Pacífico una ruta de suministro norteamericana que evita el canal de Panamá, un cuello de botella para los envíos de GNL desde la Costa del Golfo hacia Asia.

La Fase 1 implica la construcción de un gasoducto de 739 millas y 42 pulgadas para llevar gas del North Slope y cubrir las necesidades energéticas internas de Alaska. La Fase 2 comprende la construcción de la planta de licuefacción de GNL y la infraestructura asociada en Nikiski, elevando la longitud total del gasoducto a 807 millas.

Como informó mi colega de Oilprice.com Alex Kimani, Glenfarne Group conversa con dos compradores potenciales adicionales para asegurar acuerdos de compra de otros 3 millones de toneladas métricas de GNL antes de tomar una decisión final de inversión (FID). La empresa exige que 80% de su objetivo de 20 millones de toneladas esté contratado antes de avanzar con la FID; hasta ahora ha asegurado acuerdos por más de 13 millones de toneladas.

Argentina LNG

Las ambiciones de GNL de Argentina se centran en monetizar las vastas reservas de gas de esquisto de la cuenca Vaca Muerta, una de las formaciones de shale no convencional más grandes del mundo, comparable en escala a grandes cuencas de Estados Unidos, con exportaciones canalizadas a través del Golfo de San Matías en la provincia de Río Negro. La iniciativa, de varios miles de millones de dólares, combina un proyecto de GNL flotante (FLNG) a corto plazo, previsto para 2027, con una expansión exportadora más amplia, terrestre y marítima, de entre 12 y 30 millones de toneladas por año (mtpa).

El proyecto FLNG más pequeño, liderado por una asociación que incluye a Pan American Energy y Golar LNG, utilizará la unidad Hilli Episeyo FLNG y apunta a una capacidad inicial de 2.45 mtpa. Una iniciativa mayor de 12 a 30 mtpa está siendo impulsada por la estatal YPF junto con sus socios Eni y XRG, con sede en Emiratos Árabes Unidos. Se prevé una FID para fines de 2026, con envíos iniciales apuntados para 2030-31. Se planean gasoductos dedicados desde Vaca Muerta hasta la costa atlántica, respaldados por un acuerdo de servicios marítimos de 10 años por 70 millones de dólares adjudicado a Adani Ports de India y al Meridian Group. De concretarse, Argentina se convertiría en el primer gran exportador de GNL de Sudamérica.

Rio Grande LNG

El proyecto Rio Grande LNG es una gran terminal de exportación de gas natural licuado en construcción por NextDecade Corporation en un terreno de casi 1,000 acres en el Port of Brownsville, en el sur de Texas. El diseño de múltiples trenes de la instalación busca suministrar hasta 48 millones de toneladas por año de GNL a los mercados globales. El proyecto forma parte de una expansión más amplia de la capacidad exportadora de la Costa del Golfo de Estados Unidos, que ha convertido al país en el mayor exportador de GNL del mundo desde 2023.

La construcción de los Trains 1 y 2 supera 74% de avance, y se espera la primera producción de GNL en el primer semestre de 2027. La FID y el financiamiento para los Trains 4 y 5 se aseguraron a fines de 2025, con respaldo de grandes compradores energéticos globales como TotalEnergies, ADNOC, Aramco y ConocoPhillips (NYSE:COP). El sitio tiene capacidad para hasta 10 trains en total, con la presentación regulatoria previa ya en marcha para un Train 6.

El suministro de gas natural se entrega mediante redes de gasoductos alimentadores, incluidas expansiones como los gasoductos Enbridge Bay Runner y Blackcomb, que conectan la Permian Basin con el sur de Texas. El proyecto de canal de aguas profundas Brazos Island Harbor Channel Project se completó para acomodar grandes buques transportadores de GNL que transitan por el canal marítimo de Brownsville.

Port Arthur LNG

El proyecto Port Arthur LNG es una instalación de exportación de gas natural por 25,000 millones de dólares ubicada en la Costa del Golfo, en el condado de Jefferson, Texas. Desarrollado por Sempra Infrastructure, el proyecto por fases tiene una capacidad nominal total de exportación de aproximadamente 26 millones de toneladas por año.

En construcción desde 2023 como una empresa conjunta con ConocoPhillips, la Fase 1 cuenta con dos trenes de licuefacción y dos tanques de almacenamiento. Se prevé que las operaciones comerciales del Train 1 comiencen en 2027, seguidas por el Train 2 en 2028. Ya se alcanzó una FID para una expansión de Fase 2 por entre 12,000 y 14,000 millones de dólares, que añadirá los Trains 3 y 4 para duplicar la capacidad total. El Train 3 está programado para 2030 y el Train 4 para 2031.

Una vez completamente desarrollado, Port Arthur LNG contará con cuatro trenes de licuefacción, tres tanques de almacenamiento de GNL y dos atracaderos marítimos. Bechtel actúa como contratista EPC. La capacidad de la Fase 1 está totalmente contratada, con compradores globales que incluyen a ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS y Engie.

Por Andrew Topf para Oilprice.com