Estados Unidos se encamina a establecer un nuevo récord de producción de gas natural en 2026, apoyado principalmente en el crecimiento de las cuencas del Permian y Haynesville.

La Administración de Información Energética de Estados Unidos —EIA— proyecta que la producción comercializada promediará 122.500 millones de pies cúbicos diarios durante el año. La cifra superaría los 118.500 millones registrados en 2025, hasta ahora el máximo anual del país.

Los datos observados durante el primer semestre respaldan parcialmente la previsión. Entre enero y junio, la producción promedió 121.300 millones de pies cúbicos diarios, un crecimiento de 4,6 Bcf/d —o aproximadamente 4%— frente al mismo periodo del año anterior.

Estados Unidos fue el mayor productor mundial de gas natural entre 2009 y 2024, el último año para el que la EIA dispone de datos internacionales comparables. El nuevo incremento consolidaría esa posición y ampliaría el volumen disponible para generación eléctrica, consumo industrial y exportación de gas natural licuado.

Qué significa “producción comercializada”

La proyección de 122,5 Bcf/d corresponde específicamente a la producción comercializada de gas natural.

Este indicador parte del gas extraído de los yacimientos, pero excluye los volúmenes utilizados para represurizar pozos, el gas venteado o quemado y ciertos componentes no hidrocarburíferos retirados antes de su comercialización.

No debe confundirse con la producción de gas seco, que descuenta también los líquidos separados durante el procesamiento. Por esa razón, las cifras de producción seca que aparecen en otros informes pueden ser inferiores sin que exista una contradicción entre los datos.

La distinción es relevante para comparar estadísticas y determinar cuánto gas queda finalmente disponible para consumidores, centrales eléctricas, industrias, almacenamiento y exportaciones.

El Permian aporta cada vez más gas asociado

La EIA espera que la producción de gas natural del Permian alcance un promedio de 29.200 millones de pies cúbicos diarios en 2026, aproximadamente 6% más que el año anterior.

Aunque el Permian suele identificarse principalmente con la producción de petróleo, sus pozos también generan grandes volúmenes de gas asociado. Este gas aparece durante la extracción de crudo y su producción responde más a la economía del petróleo que al precio independiente del gas natural.

El precio promedio del West Texas Intermediate aumentó desde aproximadamente 65 dólares por barril en 2025 hasta 84 dólares durante los primeros siete meses de 2026, según la EIA. Esos valores favorecieron la perforación petrolera en el Permian y, como resultado, elevaron simultáneamente la oferta de gas.

La agencia señaló que los precios se mantuvieron por encima de los niveles de equilibrio reportados por los operadores. Una encuesta del Banco de la Reserva Federal de Dallas situó esos umbrales alrededor de 69 dólares por barril en Midland y 63 dólares en Delaware, las dos principales subcuencas del Permian.

Mientras el petróleo se mantenga económicamente atractivo, los productores pueden continuar extrayendo gas asociado incluso cuando las cotizaciones del propio gas sean débiles.

Esta dinámica diferencia al Permian de las regiones donde las decisiones de perforación dependen directamente del precio de referencia Henry Hub.

La relación entre gas y petróleo sigue aumentando

Otro factor detrás del crecimiento es el aumento de la relación gas-petróleo de los pozos del Permian.

A medida que un yacimiento madura y pierde presión, el gas puede desplazarse hacia la superficie con mayor facilidad que el petróleo. El resultado es una cantidad progresivamente mayor de gas producido por cada barril de crudo extraído.

La tendencia implica que el Permian puede seguir aumentando su producción gasífera incluso sin una expansión equivalente en el número de plataformas de perforación.

También presenta un desafío para los operadores. Si la producción de gas crece más rápido que la capacidad de los gasoductos, el mercado regional puede experimentar congestión y precios excepcionalmente bajos o incluso negativos.

La construcción de nueva infraestructura de transporte será fundamental para conectar esos volúmenes con la costa del golfo de México, donde se concentran grandes consumidores industriales y terminales de exportación de GNL.

Haynesville responde al precio del gas

El segundo gran motor de crecimiento es Haynesville, una formación localizada entre Luisiana y Texas.

La producción de la región aumentó 1.100 millones de pies cúbicos diarios durante el primer semestre, un 7% más que en el mismo periodo de 2025. Para el conjunto de 2026, la EIA anticipa una expansión de 9%, equivalente a aproximadamente 1,3 Bcf/d adicionales.

A diferencia del Permian, los operadores de Haynesville perforan principalmente para producir gas natural. Sus decisiones dependen, por tanto, de los precios del Henry Hub y de los costos de desarrollo.

Los pozos de Haynesville alcanzan profundidades de entre 10.500 y 13.500 pies, lo que eleva el costo de perforación. No obstante, la EIA considera que la actividad continuará siendo rentable con un precio promedio previsto de 3,44 dólares por millón de unidades térmicas británicas en 2026.

La agencia redujo en ocho centavos —alrededor de 2%— su previsión anual del Henry Hub, pero el nivel proyectado todavía permitiría mantener el desarrollo de la cuenca.

Haynesville también posee una ventaja geográfica: se encuentra cerca de las terminales de GNL y de los grandes complejos petroquímicos e industriales de la costa estadounidense del Golfo.

Más producción para un mercado en expansión

El nuevo récord aparece mientras crece la demanda de gas por parte de las terminales de exportación, la generación eléctrica y determinados consumidores industriales.

Estados Unidos utiliza el gas natural como combustible para producir electricidad y como materia prima para fertilizantes, productos químicos y otros procesos manufactureros. A ello se suma el desarrollo de centros de datos, cuya demanda eléctrica puede ampliar la utilización de centrales de gas en algunas regiones.

Las exportaciones de GNL ofrecen una salida adicional para la creciente producción. Las terminales de la costa del Golfo conectan el gas estadounidense con consumidores de Europa, Asia y América Latina, aumentando la integración del mercado interno con los precios y acontecimientos internacionales.

El crecimiento simultáneo de la producción y las exportaciones exige una ampliación coordinada de gasoductos, plantas de procesamiento, instalaciones de almacenamiento y capacidad de licuefacción.

Si la infraestructura avanza más lentamente que la oferta, los productores pueden enfrentar precios regionales deprimidos. Si las exportaciones y la demanda eléctrica crecen con mayor rapidez, el mercado podría experimentar episodios de mayor volatilidad.

Un récord todavía sujeto a revisión

Los 122.500 millones de pies cúbicos diarios constituyen una proyección incluida en el Short-Term Energy Outlook de agosto y no un resultado definitivo.

La estimación puede cambiar según la evolución de los precios del petróleo y el gas, la actividad de perforación, el desempeño de los pozos y la entrada en funcionamiento de nueva infraestructura.

Aun así, el crecimiento registrado durante el primer semestre indica que la producción ya se encuentra por encima del ritmo de 2025.

El récord proyectado confirma la capacidad del sector estadounidense para seguir aumentando su oferta. También revela un cambio estructural: una parte cada vez mayor del crecimiento procede del gas asociado a la producción petrolera del Permian y de cuencas conectadas directamente con el mercado de GNL.

Estados Unidos no solo está produciendo más gas. Está configurando un sistema en el que la extracción, la infraestructura interna y las exportaciones internacionales dependen cada vez más unas de otras.