IA enfrenta déficit de gas natural desde 2028
Andrés Valcárcel · Energía y Clima · 2026-07-23
Matthew Smith advierte que producción estadounidense puede crecer 20 Bcf/día mientras demanda subirá 25 Bcf/día. Data centers y exportaciones de GNL disputan un suministro que el mercado aún cotiza como si sobrara.
La producción estadounidense de gas natural puede agregar como máximo 20 billion cubic feet por día (Bcf/d), mientras que la demanda se proyecta que aumente al menos 25 Bcf/d. La diferencia: un déficit estructural que Matthew Smith, chief investment officer de Chronometer Partners, sitúa a partir de 2028 y que el mercado de valores aún no ha cotizado. Para 2030, advierte Smith, las reservas de gas natural podrían agotarse completamente si el ritmo de expansión de data centers de IA y exportaciones de GNL se mantiene en su trayectoria actual.
Smith presentó el análisis el martes 21 de julio en el podcast Invest Like the Best, tras 18 meses de investigación en los que modeló cada pozo, tubería, instalación de almacenamiento y planta de energía del sistema estadounidense. Su conclusión: el país enfrentará un déficit de suministro incluso antes de que la demanda de IA llegue a escala completa.
Data centers necesitan energía 24/7, y el gas la entrega
Los campus de IA no pueden apagarse. Necesitan electricidad constante, a diferencia de la generación solar o eólica, cuya intermitencia las descalifica para cargas críticas. Las plantas de gas natural entregan energía de base 24 horas al día, convirtiéndolas en la opción preferida para los nuevos data centers. Ese respaldo cobra un precio: energía ya representa 10% de los costos de cálculo de IA, pero Smith proyecta que esa cifra podría alcanzar 30% si los precios del gas natural se duplican.
Casi 60% del crecimiento proyectado de demanda viene de exportaciones de GNL, según el análisis de Smith. Las exportaciones se duplicarían de 15 a 35 Bcf/d para 2030. Un estudio paralelo de S&P Global Energy, publicado el 16 de julio, proyecta una cifra similar: 36 Bcf/d en los próximos cinco años, un 25% más alto que proyecciones previas. El otro 22% adicional de la demanda viene del sector de energía, mientras data centers y cargas grandes sensibles a confiabilidad se expanden sin que la infraestructura de extracción y transporte esté lista para seguir el ritmo.
El mercado no cotiza la escasez que viene
Los productores de gas natural como Expand Energy cotizan a apenas 4 veces EBITDA, mientras las compañías que construyen plantas de gas cotizan a 25 veces cash flow. Esa desconexión de valuación —una brecha de más de 6 a 1— ignora la realidad física que Smith describe. Si la escasez es inminente, los productores están subvalorados; si el suministro es abundante, los constructores de plantas están sobrevalorados. Ambas cosas no pueden ser ciertas al mismo tiempo.
Más revelador aún: los futuros de gas natural estadounidense cayeron a $2.85 por MMBtu el 22 de julio, marcando el mínimo de dos meses. El mercado de derivados cotiza abundancia mientras Smith advierte que «vas a empezar a ver una pelea a cuchillo por asegurar gas natural físico en 2028 como realmente no hemos visto antes». Porque el gas fija el precio de electricidad en la mayoría del país, Smith argumenta que los estadounidenses pagarán la escasez en sus facturas de energía, no solo los hyperscalers.
Infraestructura, no geología: el cuello de botella real
Estados Unidos tiene recursos de shale gas para décadas. Eso no está en discusión. La restricción vinculante es la infraestructura: tuberías, equipos de fractura, estaciones compresoras. Durante la última década, el desarrollo de tuberías interestatales, particularmente desde la Cuenca de Apalaches, ha enfrentado desafíos de permisos, oposición local y costos crecientes. Esos proyectos tardan años en completarse, y el capital no se ha movilizado anticipando la demanda proyectada.
La U.S. Energy Information Administration (EIA) proyecta que la producción de gas natural comercializado estadounidense aumentará 2% a un promedio de 120.8 Bcf/d en 2026 y luego subirá a 122.3 Bcf/d en 2027. Ese ritmo de crecimiento —menos de 2 Bcf/d por año— está muy por debajo de lo que Smith estima necesario para cubrir la demanda combinada de data centers y exportaciones de GNL.
La contradicción: S&P dice «impacto negligible»
No todos comparten el diagnóstico de Smith. El estudio de S&P Global Energy del 16 de julio proyecta que la duplicación de demanda de feedgas para exportaciones de GNL tendrá un «impacto negligible» en precios domésticos, estimando solo un 1.6% de incremento promedio en costos finales de gas para consumidores hogareños entre 2026 y 2031.
- S&P Global asume 45+ años de recursos identificados y un mercado que ajustará precios gradualmente sin disrupción.
- Smith modela bottlenecks de infraestructura de extracción y transporte que tardan años en resolver, independientemente de la abundancia geológica.
- La EIA, más conservadora, proyecta exportaciones de GNL estadounidenses de 17.0 Bcf/d en 2026 e incremento de 1.5 Bcf/d en 2027, muy por debajo de las proyecciones de Smith y S&P para 2030.
La diferencia metodológica es clara: S&P mide recursos bajo tierra; Smith mide capacidad de llevarlos a mercado. Uno es un problema de geología; el otro, de ingeniería y capital. Para un trader o un CFO de hyperscaler, la segunda variable importa más.
Ganadores y perdedores en la pelea por el gas
Las empresas de energía con acuerdos de largo plazo —Vistra firmó 3.800 MW de suministro con Meta y AWS por dos décadas, como publicamos en pieza anterior— tienen el margen asegurado. Los hyperscalers sin poder garantizado enfrentan márgenes comprimidos si los precios de gas se triplican. El consumidor final pierde en cualquier escenario: electricidad más cara, sin importar si usa IA o no.
Smith lleva más de 20 años en mercados de energía. Su tesis: productores de gas natural, generadores nucleares e infraestructura eléctrica pueden resultar tan estratégicamente importantes como chipmakers en el próximo ciclo de inversión en IA. Si tiene razón, la desconexión de valuaciones actual —productores a 4x, plantas a 25x— se corregirá de forma violenta antes de 2028. Si no, los futuros de gas a $2.85 son una señal de que el mercado ve oferta suficiente y Smith sobreestima los cuellos de botella.
La producción estadounidense actual ronda los 120.8 Bcf/d según la EIA. Si Smith tiene razón y la demanda sube 25 Bcf/d mientras la oferta solo crece 20 Bcf/d, la brecha de 5 Bcf/d equivale a más del 4% del suministro total actual. Un déficit de esa magnitud en un commodity que fija el precio marginal de electricidad no pasa desapercibido en las facturas ni en los márgenes operativos de quienes consumen terawatts para entrenar modelos.