El creciente conflicto geopolítico entre Estados Unidos e Irán ha elevado los precios del gas natural a nivel mundial, particularmente en Europa y Asia. Asia representa cerca del 90% de los envíos de gas natural licuado de productores clave de Oriente Medio como Qatar y los Emiratos Árabes Unidos, mientras que Europa importa entre el 7 y el 11% de su GNL de la región. Durante la primavera de 2026, los ataques con misiles y drones iranís impactaron infraestructura crítica de GNL en la región, con golpes en los Trenes 4 y 6 de Ras Laffan GNL y en el Tren 2 de Pearl GTL.
QatarEnergy estima que las reparaciones de las dos unidades de Ras Laffan dejarán fuera aproximadamente 12,8 millones de toneladas por año de capacidad de GNL durante tres a cinco años. Se anticipa que el Tren 2 de Pearl GTL, copropiedad de QatarEnergy y Shell, requerirá una paralización de un año para reparaciones. Según el Panorama de GNL 2026 de Shell, se espera que la demanda mundial de GNL aumente a casi 700 millones de toneladas por año para 2050, lo que representa un crecimiento del 65% por encima de los niveles de 2025, ya que los países priorizan la seguridad energética flexible y confiable que ofrece el gas natural y el GNL.
Este aumento de la demanda ha intensificado el enfoque en el desarrollo de grandes nuevos proyectos de GNL fuera de los centros tradicionales de Oriente Medio. Qatar está avanzando con una expansión importante de su proyecto de gas del Campo Norte. QatarEnergy otorgó a la empresa de servicios petroleros estadounidense Baker Hughes un contrato para el Proyecto Campo Norte Oeste, que cubre equipos para dos megatrenes de GNL incluyendo seis turbinas de gas, 12 compresores centrífugos y sistemas de energía integrados.
Según Euronews, el proyecto Campo Norte Oeste forma parte de la estrategia más amplia de Qatar para aumentar la capacidad de producción de GNL de 77 millones de toneladas a 142 millones de toneladas por año una vez que se completen todas las fases de expansión. Se espera que la fase NFW sola agregue alrededor de 16 millones de toneladas por año a través de dos nuevas líneas de producción. QatarEnergy ha otorgado contratos de ingeniería, adquisición y construcción a un consorcio internacional, con primera producción esperada hacia finales de la década.
Alaska LNG está diseñado para llevar gas natural de la Vertiente Norte de Alaska a los mercados de Alaska y globales. El proyecto está siendo desarrollado por Glenfarne Group a través de Glenfarne Alaska LNG, con Glenfarne manteniendo una participación accionaria del 75% y el Estado de Alaska manteniendo el 25%. La Fase 1 implica la construcción de un gasoducto de 739 millas y 42 pulgadas para entregar gas natural de la Vertiente Norte para satisfacer las necesidades energéticas domésticas de Alaska.
La Fase 2 implica la construcción de la instalación de licuefacción de GNL e infraestructura relacionada en Nikiski, lo que lleva la longitud total del gasoducto a 807 millas. Glenfarne Group está en conversaciones con posibles compradores adicionales que buscan acuerdos de compra de otros 3 millones de toneladas métricas de GNL antes de tomar una decisión final de inversión. La empresa requiere que el 80% de su capacidad objetivo de 20 millones de toneladas esté cubierta antes de tomar su FID, habiendo asegurado acuerdos de compra por más de 13 millones de toneladas hasta la fecha.
Argentina GNL se centra en monetizar las vastas reservas de gas de esquisto de la cuenca de Vaca Muerta a través del Golfo de San Matías en la provincia de Río Negro. El esfuerzo de miles de millones de dólares combina un proyecto de GNL flotante a corto plazo dirigido para 2027 con un despliegue de exportación tierra-mar más grande de 12 a 30 millones de toneladas por año. Una asociación que incluye Pan American Energy y Golar LNG está desarrollando el proyecto flotante de GNL más pequeño utilizando la unidad FLNG Hilli Episeyo, que apunta a una capacidad inicial de 2,45 millones de toneladas por año.
La estatal YPF, junto con socios Eni y XRG con sede en los Emiratos Árabes Unidos, está avanzando en una empresa de 12 a 30 millones de toneladas por año más grande. Se espera una decisión final de inversión para finales de 2026, con embarques iniciales dirigidos alrededor de 2030-31. Se planean gasoductos dedicados desde Vaca Muerta hasta la costa atlántica, reforzados por un acuerdo de servicios marítimos de 70 millones de dólares y 10 años otorgado al puerto Adani de la India y al Meridian Group.
El Proyecto Rio Grande LNG es una masiva terminal de exportación de gas natural licuado que está siendo construida por NextDecade Corporation en un sitio de casi 1.000 acres en el Puerto de Brownsville en el sur de Texas. La instalación apunta a suministrar hasta 48 millones de toneladas por año de gas natural a los mercados globales. La construcción de los Trenes 1 y 2 ha alcanzado más del 74% de finalización, con primera producción de GNL esperada en el primer semestre de 2027.
La decisión final de inversión y financiamiento para el Tren 4 y Tren 5 fueron asegurados a finales de 2025, respaldados por importantes compradores de energía globales incluyendo TotalEnergies, ADNOC, Aramco y ConocoPhillips. El sitio tiene capacidad para hasta 10 trenes en total, con trámites regulatorios previos en curso para un Tren 6. El suministro de gas natural se canaliza a través de redes de alimentación, incluyendo expansiones como los gasoductos Enbridge Bay Runner y Blackcomb que conectan la Cuenca Permiana con el sur de Texas.
El Proyecto del Canal del Puerto de Brazos Island de calado profundo fue completado para acomodar grandes transportadores de carga de GNL. El proyecto Port Arthur LNG es una instalación de exportación de gas natural de 25 mil millones de dólares ubicada en la costa del Golfo en el condado de Jefferson, Texas. Desarrollado por Sempra Infrastructure como una asociación con ConocoPhillips, el proyecto multifase proporciona una capacidad de exportación de placa de 26 millones de toneladas por año aproximadamente.
En construcción desde 2023 y contando con dos trenes de licuefacción y dos tanques de almacenamiento, el Tren 1 comienza operaciones comerciales en 2027, y el Tren 2 le sigue en 2028. Se ha alcanzado una decisión final de inversión en una expansión de Fase 2 valorada en 12 a 14 mil millones de dólares, agregando dos trenes de licuefacción más para duplicar la capacidad general. El Tren 3 está programado para 2030 y el Tren 4 para 2031.
Port Arthur LNG tendrá en última instancia cuatro trenes de licuefacción, tres tanques de almacenamiento de GNL y dos muelles marinos. Bechtel está sirviendo como contratista de ingeniería, adquisición y construcción. La capacidad de Fase 1 está completamente suscrita con compradores globales incluyendo ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS y Engie.
Fuente: oilprice.com