Gas asociado: el subproducto que los productores de esquisto no pueden regalar

A finales de agosto de 2024, el gas en el hub de Waha en el oeste de Texas se vendió a menos siete dólares por MMBtu. Léalo de nuevo. Los productores pagaban a los compradores más de siete dólares para que se llevaran un combustible que calienta hogares en Boston. Los taladros no se detuvieron. El petróleo siguió saliendo de las cuencas Delaware y Midland a un ritmo récord, y el gas que subió por el pozo junto con él siguió buscando dónde ir. Cuando no encontraba un gasoducto, gran parte se quemaba en la antorcha.

Esta es la paradoja central del esquisto impulsado por el petróleo. El Permian es una zona petrolera. Pero no se puede extraer el petróleo sin el gas, y en una zona petrolera el gas es con frecuencia un pasivo en lugar de un activo.

De dónde viene el gas

El gas asociado es el gas natural disuelto en el petróleo crudo y producido junto con él. No se perfora para obtenerlo. Sube porque está químicamente ligado al yacimiento, y una vez que el petróleo fluye, el gas fluye también. Según la EIA, el gas asociado representó el 47 por ciento de la producción total de gas natural en el Permian en 2024, alcanzando unos 12.5 Bcf/d. En las cinco principales regiones productoras de petróleo de EE.UU., el gas asociado representó el 37 por ciento de la producción de gas natural en 2023 y 2024, con un promedio de 18.2 Bcf/d el año pasado.

Algunas zonas son aún más desequilibradas. En el Bakken, el 67 por ciento del gas producido en 2024 fue gas asociado, la mayor proporción de cualquier región importante. El patrón es el mismo en todas partes: el volumen de gas lo determina la intensidad con que se perfora en busca de petróleo, no si alguien quiere el gas.

Esa desconexión es el problema de fondo. En un mercado de gas normal, cuando los precios caen, los productores reducen el ritmo y la oferta se ajusta. El gas asociado no obedece esa regla. Es un pasajero del tren del petróleo, y el tren del petróleo funciona según la economía del crudo.

Por qué se llenan los gasoductos y el precio se vuelve negativo

La capacidad de evacuación de gas del Permian es finita. La producción ha superado la capacidad de los gasoductos durante años, y la cuenca agregó más de 2.5 Bcf/d de producción de gas solo en 2025. Cuando los gasoductos principales se llenan, el gas atrapado en la cuenca no tiene a dónde ir, y el precio local en Waha se desploma.

Se desploma por debajo de cero porque almacenar o retener el gas tampoco es gratis. Un productor que no puede mover su gas prefiere pagarle a un comercializador unos dólares para que se lo lleve antes que cerrar un pozo que está generando ganancias con el petróleo. Así, el precio del gas del Permian se convierte en el costo de deshacerse de él. Waha promedió precios negativos un récord de 49 veces en 2024. En 2025, eso se moderó a unas seis liquidaciones negativas a medida que llegaba nueva capacidad, pero el mecanismo nunca desapareció. En marzo de 2026, las restricciones en los gasoductos empujaron a Waha a terreno negativo durante 25 días consecutivos.

El mantenimiento lo empeora rápidamente. Cuando los trabajos de primavera en la línea Permian Highway de Kinder Morgan, de 2.7 Bcf/d, redujeron su capacidad efectiva a unos 2.2 Bcf/d, medio Bcf/d de gas quedó repentinamente sin destino. Así es como se llega a rachas negativas récord: una línea se detiene y las matemáticas de la cuenca se rompen.

Los precios negativos no detienen la perforación

Esto es lo que confunde a quienes están fuera del negocio. Si el gas vale menos que nada, ¿por qué seguirlo produciendo? Porque nadie lo produce a propósito. Un pozo del Permian puede obtener ganancias casi enteramente del petróleo, siendo el gas un error de redondeo en el lado de los ingresos. Pagar por deshacerse del gas, o quemarlo, es más barato que estrangular un pozo que está produciendo crudo a cincuenta o setenta dólares el barril.

Como señaló claramente un análisis de la industria, los productores a veces "pagan para que alguien se lleve su gas y así poder concentrarse en algo más valioso: el petróleo crudo". El precio negativo del gas es un costo de redondeo contra un flujo de ingresos ponderado por el petróleo. Duele, pero no cambia la decisión de perforar.

La válvula de escape, históricamente, ha sido la antorcha. Cuando el gasoducto está lleno, el precio es negativo y aun así no se cierra el pozo de petróleo, se quema el gas en la boca del pozo. Para junio de 2025, el Permian estaba quemando en antorcha del orden de 500 millones de pies cúbicos por día, aproximadamente la huella de emisiones de 2.2 millones de automóviles, y la quema en antorcha aumentó durante tres meses consecutivos a medida que la producción superaba la capacidad de evacuación.

Los reguladores y las cifras

La quema en antorcha en Texas está a cargo de la Railroad Commission, que otorga excepciones para quemar o ventear gas según la Regla Estatal 32. Durante años, los críticos argumentaron que la Comisión aprobaba automáticamente casi todas las solicitudes. Eso se ha endurecido. La Comisión ha avanzado hacia el fin de la quema rutinaria, con una fecha objetivo que se ha retrasado hacia el final de la década en lugar de 2025, y la industria dice que la tasa de quema ha caído bruscamente, alrededor del 79 por ciento según el propio cálculo de la Comisión.

La capa federal es la regla de metano de la EPA. La actualización de 2024 de los Estándares de Desempeño para Fuentes Nuevas, Subparte OOOOb, exige que las baterías de tanques demuestren una reducción del 95 por ciento en las emisiones de metano y COV y restringe la quema rutinaria de gas asociado en los pozos nuevos. La rigurosidad de su aplicación ha variado según las administraciones, y un memorando de la EPA de abril de 2026 revisó cómo se aplican esos límites de quema a los pozos petroleros nuevos.

Los volúmenes cuentan una historia realmente mixta. El Global Gas Flaring Tracker del Banco Mundial encontró que EE.UU. redujo los volúmenes de quema en aproximadamente 400 millones de metros cúbicos, o 7 por ciento, en 2024, incluso cuando la producción de petróleo aumentó 3 por ciento, la mayor reducción absoluta de cualquier país. El Permian lideró la tendencia, con volúmenes de quema un 13 por ciento menores y una intensidad de quema un 15 por ciento menor. A nivel mundial, sin embargo, la quema alcanzó 151 bcm en 2024, el nivel más alto en casi dos décadas, y EE.UU. sigue entre los nueve países que más queman.

Qué lo arregla de verdad

La regulación establece el límite máximo de cuánto se puede quemar. El acero en el suelo es lo que permite dejar de quemar. Los episodios de precios negativos son problemas de gasoductos, no de políticas, y la solución es la capacidad de evacuación. Matterhorn Express entró en operación en 2024 y ayudó, pero la producción lo superó rápidamente. La siguiente ola, incluida la línea Hugh Brinson de Energy Transfer y el proyecto Blackcomb, estaba programada para entrar en servicio en 2026. Cada nueva línea saca a Waha del mínimo y alivia la presión sobre la antorcha, hasta que la perforación petrolera vuelve a llenarla.

Ese es el ciclo que hay que observar. El volumen de gas asociado lo determina el número de taladros de petróleo, no el precio del gas. Mientras el Permian se perfore en busca de crudo, el gas seguirá saliendo quiera el mercado o no. La pregunta nunca es si hay demasiado gas. Es si hay un gasoducto para él, y si el permiso de quema o el pago por eliminación es más barato que lo que vale el barril. Por ahora, el barril suele ganar.