Autores:
Ankit Gupta, Manish Dhiman
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Mercado de líquidos de gas natural Tamaño y Compartir 2026-2035
ID del informe: GMI3270
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Fecha de publicación: October 2026
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Formato del informe: PDF/Excel/Panel de control/Plataforma
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Mercado de líquidos de gas natural
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Mercado de líquidos de gas natural
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Tamaño del mercado de líquidos del gas natural
La demanda del mercado de líquidos del gas natural alcanzó los 11,84 millones en 2025 y avanzó hasta los 12,41 millones en 2026. Se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,36 % entre 2026 y 2035, hasta alcanzar los 16,72 millones en 2035.
Conclusiones clave del mercado de líquidos de gas natural
Líder del mercado: Saudi Aramco lideró con una cuota de mercado superior al 9 % en 2025.
Actores líderes: Los cinco principales actores de este mercado son Saudi Aramco, ExxonMobil Corporation, Shell, QatarEnergy, Chevron Corporation, que en conjunto alcanzaron una cuota de mercado del 33 % en 2025.
El mercado de líquidos del gas natural cuenta con el respaldo de su doble función como fuente de materias primas petroquímicas y combustible distribuido para el consumo residencial, comercial y agrícola. La demanda de etano y propano está cada vez más vinculada a activos de craqueo y deshidrogenación con una larga vida útil, mientras que los programas de acceso al GLP constituyen una fuente de demanda independiente en mercados sin redes extensas de distribución de gas natural.
Perspectiva de los analistas de GMI
Según las aportaciones de expertos del sector, la demanda del mercado mundial de líquidos del gas natural se mantuvo en 11,43 Mbl/d en 2024, lo que confirma un ritmo sostenido de consumo antes del período de previsión y valida la trayectoria ascendente de la demanda contemplada en la evaluación de GMI para el año de referencia.
Tendencias del mercado de líquidos del gas natural, impulsores del crecimiento y perspectivas de previsión de GMI
Las perspectivas del mercado reflejan una brecha cada vez mayor entre la demanda petroquímica respaldada por compromisos de inversión y el crecimiento de la oferta, condicionado por la rentabilidad de las perforaciones upstream. Las nuevas infraestructuras de procesamiento, fraccionamiento y exportación determinarán hasta qué punto el crecimiento de la producción llega a los mercados con alta demanda petroquímica y de GLP durante el período de previsión.
Principales impulsores del crecimiento
Las referencias probatorias se basan en datos externos citados; las implicaciones para la demanda y las condiciones de previsión corresponden al análisis de GMI.
La inversión petroquímica está transformando la composición de la demanda de LGN, no se limita a añadir volumen incremental. Una vez que entran en servicio las plantas de craqueo y deshidrogenación de propano, generan necesidades recurrentes de materias primas vinculadas a la producción de polímeros e intermedios químicos. Esto proporciona al etano y al propano una base de demanda industrial más duradera que la de los productos expuestos principalmente al consumo discrecional de combustibles para el transporte.
La oferta norteamericana sigue siendo fundamental para que el mercado pueda atender esta demanda industrial. La producción de gas asociado vincula la extracción de LGN a las perforaciones dirigidas a la obtención de petróleo, mientras que las redes de procesamiento y exportación de la costa del golfo conectan la producción nacional de gas húmedo con los compradores internacionales. Este sistema permite a los consumidores de otros países acceder a una fuente de materias primas escalable, aunque su fiabilidad sigue dependiendo del ritmo de la actividad upstream y de la expansión del midstream.
Las políticas sobre GLP residencial añaden un canal de demanda específico. Los programas de distribución respaldados por los gobiernos pueden desplazar el uso doméstico de combustibles de biomasa sólida y generar un consumo recurrente de propano y butano, incluso cuando se debilitan los márgenes petroquímicos. Este flujo de demanda es especialmente relevante en las economías emergentes, donde las políticas de acceso a la energía y la asequibilidad para los hogares condicionan los patrones de consumo tanto como el desarrollo industrial.
Principales factores limitantes del mercado
Las referencias probatorias se basan en datos externos citados; las implicaciones para la demanda y las condiciones de previsión corresponden al análisis de GMI.
La exposición a los precios del petróleo es una limitación crítica por el lado de la oferta, ya que una parte considerable del gas rico en LGN se produce junto con el petróleo crudo. Cuando se ralentizan las perforaciones dirigidas a la obtención de petróleo, el crecimiento del gas asociado puede debilitarse, aunque la demanda petroquímica downstream se mantenga intacta. Por ello, el mercado afronta un desajuste temporal entre las inversiones downstream plurianuales y las decisiones de los productores, de ciclo más corto, que responden a la evolución de la rentabilidad de las materias primas.
El cumplimiento de la normativa sobre metano añade una segunda capa de presión sobre la asignación de capital. Los requisitos de seguimiento, detección y reparación de fugas y mitigación pueden ser más fáciles de asumir para los operadores integrados con carteras de infraestructuras diversificadas que para los productores más pequeños o las instalaciones de procesamiento marginales. El resultado probable es una inversión en capacidad más concentrada, en lugar de una expansión uniforme en las cuencas productoras.
Las limitaciones de las infraestructuras son más relevantes allí donde la producción de gas húmedo aumenta más rápido que la capacidad de recolección, fraccionamiento, almacenamiento o exportación. Estos cuellos de botella no eliminan la demanda subyacente, pero pueden retrasar la disponibilidad física, ampliar los diferenciales de precios locales y modificar el calendario de las entregas a los compradores de productos derivados.
Perspectiva de los analistas de GMI
Consideramos que la principal tensión del mercado reside en la brecha entre la demanda duradera de los sectores derivados y una oferta aguas arriba sensible a los precios. Los activos petroquímicos comprometen a los compradores con necesidades de materias primas a largo plazo, mientras que los volúmenes de gas asociado siguen dependiendo de decisiones de perforación que pueden cambiar rápidamente en función de la economía del petróleo crudo. El ritmo de inversión en el segmento midstream determinará hasta qué punto se gestiona eficazmente esa tensión.
Análisis por segmentos del mercado de líquidos de gas natural
Por producto
Etano
En 2025, el etano representó el 37 % de la demanda del mercado de líquidos de gas natural y se prevé que alcance los 6,52 Mbl/d en 2035. Su posición refleja su papel como materia prima preferente para la producción de etileno, especialmente en las unidades de craqueo diseñadas para aprovechar la economía del etano. La nueva capacidad en Asia, India y Oriente Medio, junto con las infraestructuras de exportación que abastecen esos mercados, respalda el liderazgo continuado de la demanda.
La demanda de propano alcanzó los 3,20 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,4 % (2026–2035). Su base de demanda combina la demanda de propano para la deshidrogenación con el consumo doméstico de GLP, lo que expone este producto tanto a la producción de productos químicos industriales como a los programas de acceso a la energía. Esta diversificación puede moderar la volatilidad, aunque los márgenes petroquímicos y las políticas públicas sobre GLP pueden ejercer presiones distintas sobre el segmento al mismo tiempo.
Butano
En 2025, el butano representó el 18 % de la demanda mundial y se prevé que alcance los 2,84 Mbl/d en 2035. El n-butano sigue siendo relevante para la mezcla de gasolina, mientras que el isobutano se utiliza en la alquilación y la producción de isobutileno. Sus perspectivas son relativamente moderadas porque una parte de la demanda sigue vinculada a los requisitos de mezcla de gasolina, sometidos a presiones a largo plazo debido a la electrificación del transporte.
Pentanos y fracciones más pesadas
La demanda de pentanos y fracciones más pesadas alcanzó los 2,13 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 2,7 % (2026–2035). Su uso en la dilución de crudos pesados, la mezcla de gasolina y las aplicaciones industriales como disolvente confiere al segmento un perfil de demanda más limitado que el del etano o el propano. Por ello, la demanda depende más de la economía de la producción de petróleo pesado y de la actividad de refino regional que de las incorporaciones generales de capacidad petroquímica.
Por aplicación
Materia prima petroquímica
Las aplicaciones de materias primas petroquímicas representaron el 48 % de la demanda del mercado de líquidos del gas natural en 2025 y se prevé que alcancen los 8,69 Mbl/d en 2035. Esta aplicación se beneficia de la creciente dependencia de las plantas de craqueo y de deshidrogenación de propano de insumos derivados de líquidos del gas natural. Su crecimiento está vinculado a los calendarios de puesta en marcha de proyectos, las tasas de utilización y la competitividad del etano y el propano frente a materias primas alternativas.
Calefacción de espacios
Las aplicaciones de calefacción de espacios consumieron 2,01 Mbl/d en 2025 y se espera que representen el 14 % de la demanda en 2035. El propano y el butano siguen siendo importantes en las zonas con una cobertura limitada de gasoductos o donde existen sistemas de GLP distribuido. La resiliencia de la demanda se ve reforzada por las iniciativas de acceso a la energía para los hogares, aunque la asequibilidad y el diseño de las subvenciones siguen influyendo en los patrones de consumo.
Componentes de mezcla
Las aplicaciones de componentes de mezcla registraron una demanda de 2,60 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 2,3 % (2026–2035). Esta aplicación sigue estando estrechamente vinculada a las operaciones de refinería y a las especificaciones de los combustibles para motores. Su trayectoria comparativamente moderada refleja la reducción gradual del crecimiento de la gasolina en los mercados de transporte maduros, parcialmente compensada por la continuidad de la demanda en las economías en desarrollo.
Otros
Otras aplicaciones representaron el 13 % de la demanda en 2025 y se prevé que alcancen los 2,34 Mbl/d en 2035. Estos usos incluyen aplicaciones industriales especializadas, de disolventes y de procesos, menos concentradas que los principales canales de materias primas y combustibles. Sus perspectivas dependen de la actividad manufacturera regional y de la disponibilidad de corrientes de productos procedentes de los sistemas locales de procesamiento de gas.
Perspectiva de los analistas de GMI
Consideramos que la combinación de productos es la variable estructural más determinante del mercado. El etano mantiene el vínculo más sólido con la nueva capacidad petroquímica, mientras que el propano se beneficia de una base de demanda industrial y residencial más amplia. Los productos más pesados siguen teniendo importancia comercial, pero su exposición al refino, la mezcla y la actividad relacionada con los crudos pesados hace que estén menos directamente alineados con el cambio mundial hacia un consumo liderado por la petroquímica.
Análisis regional del mercado de líquidos del gas natural
Análisis del mercado de líquidos del gas natural de América del Norte
El mercado de líquidos del gas natural de América del Norte registró una demanda de 4,50 Mbl/d en 2025 y se prevé que alcance los 6,19 Mbl/d en 2035. La escala de la región se sustenta en la producción de gas asociado, una amplia capacidad de procesamiento y un sistema integrado en la costa del golfo que abastece tanto a la industria petroquímica nacional como a las exportaciones. Su principal desafío consiste en coordinar el aumento de la producción upstream con la capacidad de fraccionamiento, transporte por gasoductos, almacenamiento y terminales.
Estados Unidos
Estados Unidos registró una demanda de 4,05 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,1 % (2026–2035). La producción de la cuenca del Pérmico, las plantas de craqueo de la costa del golfo y la infraestructura de exportación respaldan conjuntamente su papel como principal proveedor de equilibrio del mercado. La continuidad de esta posición depende de que se mantenga la inversión en toda la cadena midstream, y no solo del crecimiento upstream.
Canadá
La posición de Canadá en el mercado de líquidos de gas natural (LGN) se sustenta en la red de procesamiento de gas de Alberta y su conexión con las necesidades de diluyentes de las arenas bituminosas. Una mayor integración de los sistemas de fraccionamiento y transporte por tubería puede mejorar el acceso tanto a los mercados nacionales como a los centros de demanda vinculados a la exportación, mientras que el ritmo de desarrollo sigue dependiendo de la producción del oeste de Canadá y de la economía de las infraestructuras.
Análisis del mercado europeo de líquidos de gas natural
Se prevé que Europa alcance los 3,18 Mbl/d en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 1,7 % (2026–2035). La madurez de los yacimientos de producción, la ralentización del uso residencial de combustibles fósiles y la racionalización del sector químico limitan el potencial de crecimiento de la región. La demanda petroquímica sigue siendo la principal fuente de apoyo, pero los operadores europeos afrontan una desventaja de costes persistente frente a los productores de Norteamérica y Oriente Medio, que disponen de abundantes materias primas.
Rusia
Rusia registró una demanda de 1,30 Mbl/d en 2025, equivalente al 50 % de la demanda europea. Su mercado se sustenta en una capacidad integrada de procesamiento de gas y en el consumo petroquímico nacional, mientras que las restricciones comerciales y de inversión influyen en la orientación del futuro desarrollo de las infraestructuras. Los flujos de LGN del país están cada vez más condicionados por canales de exportación alternativos y estrategias nacionales de generación de valor añadido.
Noruega
Noruega registró una demanda de 0,21 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 0,5 % (2026–2035). Su posición en el mercado de LGN sigue vinculada a la producción madura del mar del Norte y a los flujos asociados de condensados y GLP. El país continúa atendiendo necesidades específicas de suministro en Europa, pero la madurez de sus yacimientos limita su capacidad para alterar el equilibrio general del mercado regional.
Reino Unido
Las perspectivas de suministro de LGN del Reino Unido están limitadas por la madurez de los yacimientos del mar del Norte. La menor disponibilidad de condensados reduce su contribución al suministro regional, aunque las infraestructuras industriales y de distribución existentes siguen respaldando la demanda local.
Francia
Francia mantiene una base de demanda de LGN estable, aunque de bajo crecimiento, gracias al refino, la distribución de gases industriales y el consumo petroquímico. Las políticas de transición energética y la madurez de los mercados de uso final limitan la probabilidad de que se produzca una expansión significativa del volumen.
Países Bajos
Los Países Bajos siguen siendo importantes para el comercio europeo de LGN gracias a la red de procesamiento, almacenamiento y transbordo de Róterdam. Sus infraestructuras respaldan la demanda química nacional y la actividad de reexportación, lo que refuerza su función logística, aunque el consumo europeo en su conjunto crezca lentamente.
Análisis del mercado de líquidos de gas natural de Asia-Pacífico
El mercado de líquidos de gas natural de Asia-Pacífico registró una demanda de 2,13 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,7 % (2026–2035). La incorporación de capacidad petroquímica, un mayor acceso al GLP y el aumento de la demanda manufacturera convierten a la región en el centro de crecimiento más importante por el lado de la demanda. Su dependencia de las materias primas importadas también aumenta la importancia estratégica de la seguridad del suministro y la logística marítima.
China
Se prevé que China alcance los 1,40 Mbl/d en 2035 y crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7,2 % (2026–2035). La nueva capacidad de craqueo y deshidrogenación de propano respalda el aumento del consumo de etano y propano, aunque el exceso de capacidad en los mercados de derivados puede afectar a las tasas de utilización. La escala del país hace que sus decisiones de compra de materias primas tengan una gran influencia en los flujos comerciales regionales.
India
Se prevé que India alcance los 0,66 Mbl/d en 2035, con un crecimiento a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8,2 % (2026–2035). La demanda industrial de proyectos químicos integrados en refinerías y de instalaciones independientes se ve reforzada por las iniciativas de distribución de GLP para los hogares. La interacción entre estos canales residenciales e industriales respaldados por políticas públicas proporciona a India una base de crecimiento más diversificada que la de muchos mercados de importación comparables.
Australia
Australia registró una demanda de 0,38 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4,8 % entre 2026 y 2035. El procesamiento de gas integrado con el GNL proporciona una base de suministro para el consumo industrial nacional y los canales de exportación. La evolución de su mercado está estrechamente ligada al desempeño operativo y a los calendarios de expansión de los proyectos de gas upstream y GNL.
Japón
Japón sigue siendo un mercado de importación maduro, con una demanda vinculada a los usos establecidos del GLP en los sectores petroquímico y residencial. Las tendencias demográficas, la electrificación y la limitada expansión industrial restringen las posibilidades de acelerar el crecimiento del consumo.
Corea del Sur
La demanda surcoreana de LGN se concentra en su complejo petroquímico y en el mercado residencial de GLP. La economía de las materias primas y la fabricación de productos químicos orientada a la exportación siguen teniendo más peso en sus perspectivas que el crecimiento generalizado de la demanda nacional de energía.
Indonesia
Indonesia combina una expansión del acceso al GLP con una base de demanda industrial emergente. La infraestructura de distribución y la aplicación de las políticas determinarán hasta qué punto el crecimiento de la demanda de los hogares se traduce en un consumo sostenido.
Tailandia
El mercado tailandés de LGN se sustenta en un complejo petroquímico consolidado y en la actividad nacional de procesamiento de gas. Se prevé que la demanda incremental siga concentrándose en los usuarios industriales y en la infraestructura existente vinculada al gas.
Análisis del mercado de líquidos del gas natural en Oriente Medio y África
El mercado de líquidos del gas natural de Oriente Medio y África registró una demanda de 2,25 Mbl/d en 2025 y se prevé que alcance los 3,18 Mbl/d en 2035. El desarrollo integrado del gas, la expansión petroquímica nacional y los programas de distribución de GLP sustentan el crecimiento regional. Las compañías petroleras nacionales determinan las inversiones tanto en la oferta como en la demanda, lo que genera un entorno de planificación de capital más coordinado que el de las regiones productoras fragmentadas.
Arabia Saudí
Arabia Saudí registró una demanda de 0,79 Mbl/d en 2025 y se prevé que alcance los 1,05 Mbl/d en 2035. Su sistema integrado de procesamiento de gas y sus vínculos con la industria química transformadora proporcionan una base cautiva para el consumo de LGN. Un mayor desarrollo del gas puede reforzar la disponibilidad de suministro para la creación de valor añadido nacional y la actividad petroquímica orientada a la exportación.
EAU
Los EAU registraron una demanda de 0,45 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 3,7 % entre 2026 y 2035. El procesamiento integrado de gas y la inversión petroquímica respaldan el consumo nacional, mientras que la infraestructura comercial del país refuerza su papel en las redes de distribución del golfo Pérsico y el océano Índico.
Qatar
El sistema de procesamiento de gas de Qatar, vinculado al GNL, produce LGN como coproducto sistemático de la monetización del gas. Los compromisos a largo plazo de exportación de productos petroquímicos y GLP respaldan una utilización estable de estos flujos y refuerzan el papel del país en las cadenas de suministro asiáticas.
Omán
Las iniciativas de monetización del gas de Omán respaldan la expansión de la disponibilidad de LGN para usos industriales, residenciales y orientados a la exportación. El ritmo de desarrollo dependerá del suministro de gas upstream y de la finalización de la infraestructura de procesamiento asociada.
Irán
Irán cuenta con una base de recursos considerable, pero se enfrenta a limitaciones de inversión y tecnología que restringen el ritmo de expansión de la infraestructura de LGN. La evolución de su mercado sigue estando determinada por las prioridades de procesamiento nacional y el acceso limitado al capital internacional.
Argelia
Argelia registró una demanda de 0,11 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 5,7 % entre 2026 y 2035. La inversión en la monetización del gas y las aspiraciones de expansión petroquímica de las fases posteriores de la cadena respaldan sus perspectivas de crecimiento. La capacidad de transformar la disponibilidad de recursos en productos de mayor valor dependerá de la ejecución de los proyectos y del acceso a los mercados.
Análisis del mercado de líquidos del gas natural en América Latina
El mercado de líquidos del gas natural de América Latina registró una demanda de 0,36 Mbl/d en 2025 y se prevé que alcance los 0,50 Mbl/d en 2035. El crecimiento regional se reparte entre el consumo residencial de GLP y la expansión gradual del procesamiento de gas, el refino y la petroquímica. La escala de Brasil sigue siendo determinante, mientras que el desarrollo de gas húmedo en Argentina y las limitaciones de infraestructura de México generan trayectorias nacionales desiguales.
Brasil
Brasil registró una demanda de 0,18 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,9 % entre 2026 y 2035. La producción asociada al desarrollo de los yacimientos presalinos puede reforzar el suministro local, mientras que el uso generalizado de gas para cocinar sustenta una base duradera de consumo doméstico. La magnitud de las inversiones en procesamiento posterior determinará qué proporción del suministro adicional se retiene en el país.
México
México registró una demanda de 0,11 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 2,4 % entre 2026 y 2035. El envejecimiento de la infraestructura de procesamiento de gas y las limitaciones de inversión restringen la velocidad a la que el suministro potencial puede convertirse en volúmenes comercializables de líquidos del gas natural. Por ello, la modernización de los activos de procesamiento y transporte es fundamental para sus perspectivas a medio plazo.
Argentina
Argentina registró una demanda de 0,04 Mbl/d en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 4,5 % entre 2026 y 2035. Vaca Muerta constituye una fuente creciente de gas rico en líquidos del gas natural, pero el desarrollo de la infraestructura midstream determinará el ritmo al que el potencial de los recursos llegue a los mercados nacionales y de exportación.
Perspectiva de los analistas de GMI
Esperamos que la divergencia regional siga siendo una característica definitoria del mercado. La oferta y la coordinación de infraestructuras determinan la evolución de América del Norte; el crecimiento de la demanda industrial y doméstica, la de Asia-Pacífico; y la generación de valor añadido dirigida por los Estados, la de Oriente Medio. La madurez de los activos europeos y el desarrollo desigual de la infraestructura midstream en América Latina configuran un conjunto de prioridades comerciales claramente distinto.
Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de líquidos del gas natural
La estructura de la cuota de mercado de los líquidos del gas natural está concentrada en empresas petroleras nacionales integradas y grandes productores de energía. Las cinco principales empresas —Saudi Arabian Oil Co., ExxonMobil Corporation, Shell, QatarEnergy y Chevron Corporation— representaron en conjunto aproximadamente el 33 % del volumen mundial en 2025. La ventaja competitiva depende del acceso a recursos de gas húmedo, la capacidad de procesamiento y fraccionamiento, la demanda petroquímica downstream y la infraestructura de exportación, y no solo de la escala de producción upstream.
Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco)
Saudi Aramco concentró aproximadamente el 9 % del volumen mundial de líquidos del gas natural en 2025. Su red integrada de procesamiento de gas y sus relaciones con el sector químico downstream proporcionan una salida interna considerable para los flujos de líquidos del gas natural, lo que reduce la dependencia de los mercados de comercialización. El desarrollo del gas y la integración petroquímica siguen siendo fundamentales para la posición competitiva de la empresa.
ExxonMobil Corporation
ExxonMobil representó el 7 % del volumen mundial de líquidos del gas natural en 2025. Su exposición a la producción de la cuenca Pérmica, sus operaciones químicas en la costa del golfo y su infraestructura vinculada a la exportación conforman una posición verticalmente integrada que abarca la extracción, el procesamiento y el consumo downstream. Esta configuración permite alternar con flexibilidad entre el uso de materias primas en el mercado nacional y las ventas internacionales.
Shell
Shell representó el 6 % del volumen mundial de LGN en 2025. Su cartera combina actividades de explotación de esquisto en Norteamérica con operaciones internacionales de gas vinculadas al GNL, mientras que sus activos químicos downstream integran la demanda. La posición de la empresa está determinada por su capacidad para coordinar diversas fuentes de suministro upstream con la capacidad de conversión local.
QatarEnergy y Chevron Corporation
QatarEnergy se beneficia del procesamiento de gas integrado con GNL en Ras Laffan, donde la extracción de LGN forma parte de la monetización del gas a gran escala y cuenta con el respaldo de compromisos a largo plazo en los sectores petroquímico y del GLP. La posición de Chevron se sustenta en sus operaciones en la cuenca del Pérmico y el golfo de México, con acceso a infraestructuras midstream que facilitan el transporte de los volúmenes de LGN asociados a los mercados de la costa del golfo y a los canales de exportación.
Novedades recientes del sector
Phillips 66 completa la adquisición de EPIC NGL
Phillips 66 completó la adquisición de EPIC NGL el 1 de abril de 2025 por aproximadamente 2,2 mil millones de dólares estadounidenses, reforzando su acceso a la logística y las infraestructuras de fraccionamiento de LGN entre la cuenca del Pérmico y la costa del golfo [5]Phillips 66. "Phillips 66 Completes Acquisition of EPIC NGL." investor.phillips66.com. La operación refuerza el valor estratégico de los sistemas midstream integrados que conectan la producción de las cuencas con la demanda orientada a la exportación.
Keyera acuerda adquirir el negocio canadiense de LGN de Plains
Keyera anunció el 17 de junio de 2025 un acuerdo para adquirir el negocio canadiense de LGN de Plains por aproximadamente 5,15 mil millones de dólares canadienses [6]Keyera. "Keyera to Acquire Plains' Canadian NGL Business in a Transformative $5.15 Billion Transaction." keyera.mediaroom.com. La operación consolidaría los activos canadienses de fraccionamiento, almacenamiento y transporte por tuberías en una plataforma más integrada, mejorando la conectividad entre el suministro del oeste de Canadá y los mercados nacionales y de exportación.
Enterprise Products Partners amplía las infraestructuras de LGN de la cuenca de Midland
Enterprise Products Partners anunció en agosto de 2025 un acuerdo para adquirir una filial de Occidental Petroleum dedicada a la recolección de gas por 580 millones de dólares estadounidenses y desarrollar capacidad adicional de procesamiento en la cuenca de Midland [7]Enterprise Products Partners. "Enterprise Agrees to Acquire Occidental's Gas Gathering Affiliate; Enters Into Natural Gas Processing Agreement; Announces New Midland Basin Natural Gas Processing Plant." businesswire.com. El proyecto respalda el desarrollo continuado de las infraestructuras necesarias para transportar la producción de gas asociado y LGN desde la cuenca del Pérmico hasta los mercados downstream.
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