Fuerza mayor en el Tren 3 de Freeport LNG: una avería de 0,8 Bcf/d hunde el Henry Hub a 2,85 dólares y dispara el JKM hasta 18,50
2026-10-23, FP360 — Freeport LNG declaró fuerza mayor en el Tren 3 tras el fallo de un compresor, lo que supone la retirada de 0,8 Bcf/d (aproximadamente el 12% de la capacidad de exportación de EE.UU.). El contrato de futuros del Henry Hub para el primer mes se desplomó un 8,2% hasta los 2,85 dólares/MMBtu, ya que la demanda de gas de alimentación se redujo en 6,4 Bcf, mientras que el precio spot asiático JKM se disparó un 15% hasta los 18,50 dólares/MMBtu.
Perspectiva bajista para el gas natural estadounidense (exceso de oferta a corto plazo), alcista para el GNL global (competencia entre Asia y Europa por los cargamentos); atención al contango en el Henry Hub y al backwardation en el JKM.
Los compradores asiáticos de GNL (JKM) y el TTF europeo se enfrentan a un déficit de oferta de 0,8 Bcf/d; los precios spot podrían poner a prueba los 20 dólares/MMBtu si la avería se prolonga más de dos semanas. Los exportadores estadounidenses de GNL con volúmenes no contratados (Cheniere, Venture Global) capturan márgenes spot más elevados.
Los productores estadounidenses de gas natural (EQT, Coterra) y los posicionados en largo en el Henry Hub afrontan una pérdida de demanda de 6,4 Bcf; el superávit de almacenamiento podría dispararse hasta los 3,8 Tcf en noviembre, presionando el soporte de los 2,50 dólares. Los accionistas de Freeport LNG y las contrapartes de los contratos de peaje asumen un riesgo directo de volumen.
📄 Leer informe completo del despacho (expandir)
El Henry Hub se hunde por la pérdida de demanda de gas de alimentación
El Tren 3 de Freeport LNG (0,8 Bcf/d) quedó fuera de servicio el jueves por la mañana tras el fallo de un compresor, lo que obligó al operador a declarar fuerza mayor sobre los cargamentos. Los 0,8 Bcf/d representan el 12% de la capacidad total de exportación de GNL de EE.UU. (6,8 Bcf/d) y el 1,2% de la producción nacional de gas seco. Con la demanda de gas de alimentación cayendo de 6,4 Bcf/d a 5,6 Bcf/d, los futuros del Henry Hub para el primer mes se liquidaron a 2,85 dólares/MMBtu, un 8,2% menos en el día (desde 3,10 dólares), la mayor caída diaria desde junio. El movimiento borró 0,25 dólares/MMBtu en valor, equivalente a 2,5 millones de dólares por cada Bcf de demanda perdida.
Los precios globales del GNL se disparan mientras los cargamentos se desvían
El spot asiático JKM saltó un 15% hasta los 18,50 dólares/MMBtu desde los 16,10, mientras que el TTF europeo subió un 9% hasta los 15,80 dólares/MMBtu. La avería retira 0,8 Bcf/d (aproximadamente 0,8 cargamentos por semana) del mercado global, tensionando una cadena de suministro ya afectada por el mantenimiento noruego y la fuerte demanda de refrigeración en Asia. El diferencial JKM-TTF se amplió hasta los 2,70 dólares/MMBtu, incentivando los desvíos de cargamentos estadounidenses hacia Asia. Al menos tres cargamentos de Freeport programados para finales de octubre están ahora sujetos a fuerza mayor, y los compradores se apresuran a buscar volúmenes de reemplazo en el mercado spot.
El exceso de almacenamiento se acumula y presiona los balances estadounidenses
Con 6,4 Bcf/d de demanda de gas de alimentación perdidos durante al menos una semana, las inyecciones de almacenamiento en EE.UU. podrían aumentar en 4,5 Bcf adicionales, empujando las existencias hacia los 3,85 Tcf a finales de octubre, un 5,2% por encima de la media de los últimos cinco años. El superávit ya se refleja en el contrato de futuros de noviembre, que cayó un 7,8% hasta los 2,92 dólares, y en la tira de invierno (enero-marzo), que bajó un 6,5% hasta los 3,45 dólares. El mercado descuenta una probabilidad del 70% de que la avería dure dos semanas o menos; una interrupción más prolongada requeriría precios globales más firmes para compensar la debilidad interna.
Implicaciones de mercado y posicionamiento comercial
La divergencia entre los precios del gas estadounidense y global crea un arbitraje evidente: un Henry Hub a 2,85 dólares frente a un JKM a 18,50 implica un netback de aproximadamente 13,50 dólares/MMBtu para los exportadores estadounidenses (tras licuefacción y transporte), muy por encima del umbral de rentabilidad. Los productores con volúmenes no contratados se benefician, mientras que las grandes integradas con posiciones largas en el mercado interno afrontan presión sobre sus márgenes. Atención al calendario de reparación de Freeport: un retorno el 30 de octubre limitaría las pérdidas del Henry Hub a 0,15 dólares, pero un reinicio en noviembre podría llevar los precios por debajo de los 2,70 dólares y el almacenamiento por encima de los 3,9 Tcf.