Los socios de Matterhorn aprueban expansión de compresión de 2.5 Bcf/d para aliviar el exceso de gas del Permian

Los propietarios de Matterhorn Express Pipeline aprobaron el lunes otro gran avance en el problema de evacuación de gas del Permian Basin, al tomar una decisión final de inversión en el gasoducto Eiger Express, una línea de 42 pulgadas y 2.5 Bcf/d que recorrerá aproximadamente 450 millas desde el oeste de Texas hasta el hub de Katy, cerca de Houston. WhiteWater Development, ONEOK, MPLX y Enbridge dijeron que habían asegurado suficientes contratos firmes de transporte, en su mayoría con cargadores de grado de inversión, para avanzar. La entrada en servicio está prevista para mediados de 2028, sujeta a la obtención de permisos.

Ese es el número principal. El alivio a más corto plazo es más pequeño y más discreto: una expansión de compresión en el gasoducto Matterhorn existente que añade unos 0.5 Bcf/d, elevando su diseño original de 2.0 Bcf/d a aproximadamente 2.5 Bcf/d. En conjunto, estas dos medidas indican exactamente dónde se encuentra el mercado de gas del Permian en este momento. Los productores están bombeando volúmenes récord de gas asociado, los gasoductos que salen de la cuenca están llenos y la señal de precios en Waha sigue siendo negativa. El nuevo acero está en camino, pero el calendario es el enemigo.

Lo que los socios aprobaron en realidad

Eiger Express es un proyecto de nueva construcción, no un desembotellamiento de la línea que entró en servicio en noviembre de 2024. La FID se tomó el 26 de agosto de 2025. WhiteWater lo construirá y operará, obteniendo suministro de múltiples conexiones del Permian, incluidas las plantas de procesamiento de la cuenca de Midland y el gas de la cuenca de Delaware a través del gasoducto Agua Blanca. ONEOK posee el 25.5% de Eiger y MPLX el 22%, con WhiteWater asumiendo el resto como desarrollador.

ONEOK enmarcó el argumento en torno a la demanda en el punto de entrega, más que en la dificultad en el pozo. "La ubicación estratégica de este gasoducto ofrece conectividad con los crecientes mercados de demanda de gas natural, lo que ayuda a satisfacer la necesidad de una mayor generación de electricidad y la demanda internacional de exportaciones de gas natural licuado", dijo el presidente y director ejecutivo de ONEOK, Pierce H. Norton II. Katy alimenta el GNL de la Costa del Golfo y la carga eléctrica que los centros de datos y la electrificación siguen elevando. Ambos extremos del negocio importan, pero para un productor de Midland que mira las cotizaciones de Waha bajo cero, el extremo del pozo es el que duele.

La ampliación de compresión es la parte que ayuda este año

Mediados de 2028 no hace nada por una cuenca que hoy está sobreabastecida. La expansión de compresión sí lo hace. Matterhorn fue diseñado para que los operadores pudieran añadir potencia y hacer pasar más gas por el mismo tubo de 42 pulgadas una vez que la puesta en marcha inicial se asentara. Ese extra de aproximadamente 0.5 Bcf/d estaba previsto para el cuarto trimestre de 2025.

Los datos de flujo interestatal sugieren que llegó antes. Las muestras muestran que las entregas de Matterhorn al mercado de Katy se mantuvieron cerca de 1.65 Bcf/d de junio a octubre, y luego saltaron hasta 1.95 Bcf/d en noviembre, con flujos por encima de 1.8 Bcf/d después del 7 de noviembre. Ese salto es la compresión entrando en operación antes de lo previsto. Son moléculas reales que salen de la cuenca, no un comunicado de prensa. Por sí solo, no es suficiente.

Por qué Waha sigue en negativo

El cálculo detrás de los precios negativos de Waha no es complicado. El Permian produce volúmenes enormes de gas como subproducto de la perforación de petróleo, por lo que la producción no cae cuando los precios del gas bajan. La producción de la cuenca alcanzó un récord mensual de alrededor de 21.5 Bcf/d en julio de 2025. Cuando los gasoductos hacia la costa están llenos, la molécula marginal no tiene a dónde ir, y los vendedores pagarán a alguien para que la tome antes que cerrar el pozo de petróleo que la produce.

El resultado es un mercado que pasa largos períodos del año por debajo de cero. Waha se mantuvo negativo durante semanas seguidas en 2025, y 2024 marcó la pauta, con precios por debajo de cero en el 46% de los días de negociación y un mínimo cercano a menos 6.41 dólares por MMBtu el 29 de agosto de 2024. Cuando el gas no puede moverse ni venderse a ningún precio positivo, parte de él se quema. La quema de gas en la cuenca ha vuelto a acercarse a unos 500 millones de pies cúbicos por día incluso con Matterhorn en funcionamiento, lo cual es la versión física de un precio negativo: gas que el sistema no puede absorber.

Una ola de gasoductos, pero no hasta 2026 y más allá

Los socios de Matterhorn no son los únicos que leen la misma señal. Una lista de proyectos de evacuación está alineada detrás de ellos:

• Blackcomb - 2.5 Bcf/d a Agua Dulce, en el sur de Texas, operado por WhiteWater, con entrada en servicio prevista para 2026.
• Apex - 2.0 Bcf/d a Port Arthur, desarrollado por Targa Resources, con entrada en servicio prevista para 2026.
• Hugh Brinson y otras líneas con destino a DFW - añaden capacidad de salida intraestatal hacia la demanda del norte de Texas.
• Saguaro Connector - 2.8 Bcf/d hacia la frontera entre Estados Unidos y México para exportación, más adelante en esta década.

Agregue los 2.5 Bcf/d de Eiger en 2028 y la cuenca finalmente se adelanta a su propia perforación. La brecha es el momento. Blackcomb y Apex no entran en servicio hasta 2026. Eiger es una historia de 2028. La ampliación de compresión y un puñado de expansiones menores son la única capacidad nueva significativa entre ahora y el próximo año, lo que explica por qué la puesta en marcha de Matterhorn no detuvo la racha de precios negativos. La suavizó.

Qué vigilar

Tres cosas le dirán si la aprobación se hizo en el momento adecuado. Primero, qué tan rápido Blackcomb y Apex cumplen sus fechas de entrada en servicio en 2026, ya que un retraso lleva el alivio real hasta bien entrado el próximo año. Segundo, si la perforación de petróleo en el Permian se mantiene, porque los volúmenes de gas asociado siguen el número de equipos de perforación y el ritmo de completación, no el precio del gas. Tercero, la demanda de GNL y electricidad en Katy y a lo largo de la costa, que es el factor que justifica un gasoducto de 2.5 Bcf/d que llega hasta Houston en primer lugar.

La FID de Eiger es una apuesta a que la demanda de la Costa del Golfo sigue creciendo y a que el petróleo del Permian sigue inundando la cuenca con gas que tiene que ir a algún lugar. Ambas parecen apuestas seguras. La verdad incómoda para los productores es que la solución que más necesitan ya existe en el papel y en su mayoría no aparece hasta 2026. Hasta entonces, la ampliación de compresión compra un poco de margen, las antorchas siguen quemando y Waha sigue recordando a todos que un gasoducto lleno vale más que el gas que contiene.