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10/08/2018 | Análisis: El desacople de los precios del gas con el petróleo. Sobre la consolidación del mercado de GNL

De Nuestra Redacción

La geología dicta que el petróleo crudo y el gas natural van de la mano. Taladre un pozo para uno y hay una buena posibilidad de que también encuentre el otro. Durante años, el acoplamiento del petróleo con el gas (para bien o para mal) apuntalaba los precios y el comercio de una variedad de productos derivados del petróleo en todo el mundo. Eso incluye el gas natural licuado (GNL), que tradicionalmente se compraba y vendía a través de contratos de largo plazo vinculados al crudo Brent.

 

La geología dicta que el petróleo crudo y el gas natural van de la mano. Taladre un pozo para uno y hay una buena posibilidad de que también encuentre el otro. Durante años, el acoplamiento del petróleo con el gas (para bien o para mal) apuntalaba los precios y el comercio de una variedad de productos derivados del petróleo en todo el mundo. Eso incluye el gas natural licuado (GNL), que tradicionalmente se compraba y vendía a través de contratos de largo plazo vinculados al crudo Brent.

La revolución del shale americano y el surgimiento del GNL producido por Estados Unidos como fuente de energía para los mercados de todo el mundo cambiaron eso. Con los mercados globales de gas natural refiriéndose cada vez más al gas natural Henry Hub procedente de Estados Unidos como punto de referencia para los mercados globales de gas natural, ¿cómo podría ser el futuro de los mercados energéticos de Estados Unidos? preguntó Derek Sammann, director gerente de Global Head of Commodities and Options Products para CME Group en la introducción del foro Future of Energy en el evento de Chicago Council on Global Affairs.

La actividad del mercado cuando los traders estadounidenses no están funcionando ilustra el crecimiento del Henry Hub. El volumen promedio diario durante el comercio nocturno (4 PM a 8 AM hora del Este) para los futuros del gas natural NYMEX Henry Hub aumentó 120% desde enero de 2017 hasta enero de 2018, según datos de CME. Los futuros de gas natural registraron operaciones récord en el primer trimestre, incluido un máximo histórico de más de 1.02 millones de contratos en un solo día que cambió de manos el 12 de enero.

"Estamos viendo una desvinculación del GNL de los precios del crudo", dijo Sammann. "Y la rápida evolución de un mercado global de gas con Henry Hub como referencia mundial".

El mercado mundial de GNL tiene un valor de alrededor de 90 billones de dólares anuales a medida que aumenta la demanda de China y otros países en medio de los esfuerzos para reducir la dependencia del carbón y generar más energía a partir de fuentes de menor carbono.

El comercio global de GNL alcanzó los 38.200 billones de pies cúbicos por día en 2017, 10% más que en 2016 y el mayor aumento anual de volumen desde 2010, según la Energy Information Administration. El aumento del mercado mundial de gas natural llevó recientemente a CME Group y Cheniere Energy a acordar el desarrollo de un contrato de futuros de GNL con entrega física a la terminal Sabine Pass de Cheniere.

La terminal opera cuatro trenes capaces de producir 18 millones de toneladas métricas de GNL por año. Dos trenes adicionales en construcción tomarían una capacidad de hasta 27 millones de toneladas métricas. "Este acuerdo con Cheniere es significativo porque será la base para desarrollar una nueva herramienta de gestión de riesgo de GNL para productores, consumidores y comerciantes de todo el mundo, mientras consolida el papel de los futuros de Gas Natural Henry Hub como el parámetro de fijación de precios de gas global", dijo Peter Keavey, Global Head of Energy de CME Group.

Las exportaciones estadounidenses de GNL alcanzaron un récord en marzo de unos 2.95 billones de pies cúbicos por día, más del doble de los niveles del mismo mes de 2017. Para el 2019, se espera que las exportaciones estadounidenses se quintuplicarán con respecto a los niveles de 2017, colocando al país en camino de convertirse en el tercer exportador de gas natural del mundo para 2020, solo detrás de Australia y Qatar.

A medida que crece el GNL en los mercados mundiales, las deficiencias de los mecanismos de fijación de precios de gas-crudo son cada vez más evidentes para la industria. Históricamente, los mercados de gas natural estaban fragmentados y centrados en la región. [1] El gas de Estados Unidos ha sido descontado de Henry Hub, un punto de entrega que conecta varias tuberías interestatales cerca de la costa del Golfo de Luisiana. Mientras tanto, en Europa continental, el precio del gas se ha descontado del Dutch Title Transfer Facility (TTF) o el National Balancing Point (NBP) en el Reino Unido. En Asia, hay una variedad de puntos de referencia vinculados al crudo, pero sin un marcador de precio establecido.

En la World Gas Conference en Washington, D.C. realizada en junio, varios ejecutivos de energía dijeron que el GNL necesita un mejor punto de referencia de fijación de precios para facilitar las principales decisiones de inversión y estabilizar la demanda [2]. Un aumento en los precios del crudo sin relación con los fundamentos del gas natural, por ejemplo, podría asustar a los compradores de GNL sensibles a los precios.

Jack Fusco, director ejecutivo de Cheniere, dijo que la evaluación comparativa del petróleo también corre el riesgo de dañar la demanda. "Mi temor es que si el precio, ya sea el precio spot o el precio indexado al petróleo, es demasiado alto, los compradores mirarán otras formas de energía para satisfacer sus necesidades y tendremos destrucción de la demanda real", dijo Fusco.

Según los analistas, los fundamentos de la actual expansión del GNL parecen estar cambiando el mercado global hacia los precios basados en Henry Hub. El GNL ha tenido fases de crecimiento previas en los últimos 50 años, dijo Andrew Buckland, analista principal, en comercio y transporte global de GNL para Wood Mackenzie.  La cosa es diferente esta vez, en gran parte debido a un "gran aumento en la producción" de Australia y Estados Unidos, dijo. "Hay mucha oferta en el mercado". "A medida que aumenten las exportaciones estadounidenses de GNL, los precios del gas de Estados Unidos tendrán un impacto creciente en los precios del gas en otras partes del mundo", agregó. "Verá que los precios de Henry Hub afectan a otros mercados".

El crecimiento del GNL en Estados Unidos "es una gran historia", dijo Lucas Schmitt, Senior Gas y analista de GNL para Wood Mackenzie. "Pero también hay una gran oleada de nuevos actores en los últimos años en el lado de la producción que está moldeando la dinámica del mercado". “Estamos observando una creciente demanda en China y en otras partes de Asia, incluidos algunos nuevos importadores, como Pakistán y Bangladesh, y Europa. Eso absorberá gran parte del suministro".

El gas natural se ajusta a la clásica definición de "puente" hacia un futuro con bajas emisiones de carbono, según el ex secretario de energía estadounidense Ernst Moniz durante el evento del Chicago Council. A medida que el GNL producido y enviado fuera de Estados Unidos ayuda cada vez más a satisfacer las necesidades energéticas del mundo, se está formando una dinámica similar a la del papel del crudo West Texas Intermediate como benchmark global, dijo Sammann de CME Group.

Gracias a los avances en la extracción de shale, Estados Unidos es ahora el segundo mayor productor de petróleo del mundo, solo detrás de Rusia. Estados Unidos es ya el principal productor de gas natural en el mundo y, según la International Energy Association, se espera que represente el 40% de la producción mundial de gas adicional para 2022 (se espera que cinco instalaciones adicionales de exportación de Estados Unidos se abran en los próximos años).

Al igual que el estado de referencia mundial del crudo WTI, "estamos viendo exactamente lo mismo que sucede con el gas natural", dijo Sammann. "A medida que el Henry Hub continúa tocando tierra internacionalmente, esto crea una base viable y negociable entre los centros de distribución de gas de Estados Unidos y Europa. Henry Hub está conectando cada vez más el mercado mundial de GNL".

 

Asia como centro del negocio importador del gas

Los precios de cargas spot del gas natural licuado en la región más consumidora de Asia se han vuelto más volátiles en medio de una ola de calor en el hemisferio norte, el cambio a combustibles más limpios por parte de China y unas disrupciones de comercio inspiradas por Donald Trump.

El precio spot del GNL para entrega en septiembre en el norte de Asia aumentó a 9.75 dólares por millón de BTU, el primer aumento en seis semanas. Las crecientes temperaturas en Japón y Corea del Sur estuvieron detrás del movimiento al alza, a medida que las utilities aumentaron la producción de electricidad para satisfacer la demanda de aire acondicionado. Japón incluso recurrió a reiniciar las viejas y sucias centrales eléctricas alimentadas con petróleo, además de impulsar la generación a gas natural.

Claramente el mercado spot se ha vuelto más volátil y sensible incluso a los movimientos relativamente modestos en la oferta y la demanda. El precio spot alcanzó 11.60 dólares por millón de BTU a mediados de junio, algo inusual ya que significó que el precio máximo de verano excedió el del invierno anterior por primera vez desde 2012.

El GNL tiene un patrón estacional, con el precio máximo que generalmente ocurre en el invierno del norte, seguido de un nivel más bajo en el verano y durante el otoño y la primavera. El precio pico de mediados de junio se basó en la fuerte demanda de China, cuyo rápido crecimiento superó a Corea del Sur el año pasado, aunque todavía tiene mucho camino por recorrer para desalojar a Japón del primer puesto.

Algunos cortes de suministro al mismo tiempo en el principal productor Australia, así como en Malasia y Estados Unidos, también impulsaron los precios al alza en junio. Si bien el precio spot se ha acelerado, la demanda adicional aún no se ha reflejado en los flujos comerciales.

El noreste de Asia, que incluye a los tres principales compradores de GNL, Japón, China y Corea del Sur, está en camino de importar alrededor de 14,2 millones de toneladas de GNL en julio, según datos de tracking de buques y puertos compilados por Thomson Reuters. Esto sería en gran medida estable a los 14.8 millones de toneladas y 14.5 millones de toneladas en julio del año pasado.

Si se analiza el desglose por país, Japón se encamina a importar alrededor de 6,4 millones de toneladas en julio, por encima de los 6.03 millones de junio, pero por debajo de los 7.1 millones de julio pasado. China importará alrededor de 3.85 millones de toneladas en julio, un poco menos que los 3.95 millones de junio, pero por encima de los 2.91 millones de julio de 2017.

Las importaciones de julio de Corea del Sur se dirigen a 2.5 millones de toneladas, una caída del 26% desde 3.4 millones de junio y también muy por debajo de los 3 millones de julio de hace un año. Mientras China todavía registra grandes ganancias interanuales, parece que la demanda actual de GNL está siendo impulsada en gran medida por Japón.

La dinámica de los flujos de GNL también está cambiando, en parte como resultado de la creciente disputa comercial del presidente Trump con China. Si bien el comercio de GNL no está restringido de ninguna manera, parece que China está desalentando discretamente a sus principales compañías de petróleo y gas para que no compren a Estados Unidos. Apenas en julio llegaron a China dos cargamentos, con sólo 0.13 millones de toneladas de combustibles super-congelado.

Esta fue una cantidad sin cambios de cargas a partir de junio, pero disminuyó en cinco barcos que llegaron en mayo, y muy por debajo de los siete que se descargaron en enero de este año. El ganador en China es Australia, con importaciones por un total de 12.4 millones de toneladas en los primeros siete meses del año, frente a los 9.1 millones de toneladas en el mismo período del año pasado. Australia también ha aumentado sus envíos a Japón, con 15.9 millones de toneladas que llegan en los primeros siete meses, frente a los 14.6 millones en el mismo período en 2017.

Los proveedores de GNL de Estados Unidos han tenido éxito en el envío a países asiáticos distintos de China y Japón tomó tres cargamentos en julio, frente a los cuatro en junio y al nivel de mayo. Corea del Sur trajo cuatro cargamentos estadounidenses en julio, la misma cantidad que en junio y una baja desde cinco en mayo.

Pero con la demanda china de GNL fuera del radar, es probable que los productores estadounidenses tengan que ofrecer precios más competitivos a otros compradores en Asia o quizás en Europa. Esto puede provocar cambios en la forma en que los productores de GNL, como Qatar y Australia, comercializan cargas puntuales, aumentando la volatilidad en un mercado que ha pasado de ser bastante predecible a uno caracterizado por oscilaciones de precios más rápidas y más grandes.

En los datos duros, el GNL estadounidense exportador a China cayó en julio a su nivel más bajo en un año y se espera que disminuyan aún más a medida que la disputa comercial sino-estadounidense obliga a las empresas a buscar suministros alternativos [3]. En una creciente disputa comercial, China dijo que podría imponer un arancel de importación del 25% a los suministros de GNL de Estados Unidos en represalia por una serie de aranceles sobre los productos chinos que el presidente Trump anunció desde junio. "El impuesto a la importación hará que las exportaciones estadounidenses de GNL sean poco competitivas", dijo el grupo de investigación energética Bernstein.

Los traders dijeron que los compradores chinos ya estaban buscando alternativas. "Los chinos ya están indicando que preferirían no tomar cargamentos de Estados Unidos para nuevas ofertas spot", dijo un operador de energía con sede en Singapur.

Los principales beneficiarios de este cambio son los productores en la región de Asia/Pacífico, que han arrebatado rápidamente la cuota de mercado de Estados Unidos desde que estallaron las disputas comerciales en junio. "Los volúmenes alternativos a corto plazo podrían provenir de muchos otros proyectos, incluidos los proyectos más próximos de Australia, Papúa Nueva Guinea y Qatar, que tiene algunos volúmenes flexibles", dijo Saul Kavonic, director del Mercados Asia/Pacífico y jefe de investigación energética para Australia en el Credit Suisse.

Las exportaciones de GNL de Estados Unidos solo comenzaron en 2015, y las ventas a China fueron una oportunidad de negocios en auge para la industria estadounidense del gas natural. También fueron una herramienta conveniente para reducir el déficit comercial estadounidense con China. La disputa con China podría paralizar los futuros proyectos de exportación de Estados Unidos que esperaban venderse a China. "Si bien los aranceles chinos no detendrán el aumento de Estados Unidos para estar entre los 3 principales exportadores de GNL del mundo, podrían ralentizar o detener el progreso de algunos proyectos... reduciendo la ponderación general del GNL estadounidense en el mix mundial de GNL sobre la próxima década", dijo Kavonic del Credit Suisse.

Sintomatología: China abandona el carbón en favor del gas natural

El desarrollo económico sin precedente de China creó serios problemas ambientales a partir de diciembre de 1978 después de la política de apertura de Deng Xiaponig. El país asiático se transformó de una nación en desarrollo a un estado poderoso capaz de enfrentar a Estados Unidos en una guerra comercial. La contaminación en las regiones costeras industrializadas y densamente pobladas alcanzó un nivel extremadamente alto, amenazando la estabilidad en el país, desacreditando al Partido Comunista. Por lo tanto, no sorprende que el gobierno promueva combustibles más limpios y métodos de producción.

China es el mayor inversor en energías renovables en el mundo: tres de los diez mayores productores de turbinas eólicas [4] y siete de los diez mayores productores de paneles solares en encuentran en China [5](ocho si también se pueden contar en Hong Kong). Además, Beijing es el mayor inversor en tecnologías verdes. Hasta 2020, China tiene la intención de invertir 360 billones de dólares adicionales en su sector de energía renovable, convirtiendo al país en el líder indiscutible en este campo [6].

Además, Beijing ha reconocido el valor del gas natural para compensar sus plantas de energía a carbón que proporcionan una alternativa para la energía renovable intermitente. En 2016, solo el 4% del mix energético chino era gas natural. Debido a la reducción del carbón como principal fuente de energía y al impulso de cielos más limpios, Beijing pretende aumentar la participación de gas natural en un 15% del mix energético [7]. La IEA espera que el consumo de electricidad en China aumente de 1.625 en 2016 a 3.188 GW en 2040 [8]. Eso significa un aumento en el consumo de gas de 65 GW a 478 GW para la producción de electricidad, un enorme aumento de 735%!

A pesar de enfrentar los desafíos durante el cambio a un mayor consumo de gas natural, la presión por un aire más limpio es implacable y continuará [9]. Los hogares chinos tradicionalmente han utilizado el carbón para la calefacción, ya que es una fuente de energía abundante y barata. El rápido cambio al gas natural, el tamaño de la población china y los recursos de gas domésticos relativamente modestos llevaron a una crisis en el periodo invernal de 2017/2018. Los precios del GNL en el mercado global aumentaron como consecuencia del hambre de China por las cargas de GNL.

Las conexiones de gasoductos con las principales regiones productoras de gas en Asia Central y Myanmar han puesto a disposición volúmenes adicionales de gas natural. El gasoducto Asia Central-China proporciona a las regiones occidentales 55 bcm y, desde el sur, 12 bcm de gas se bombean desde los campos offshore en la costa de Myanmar. Estos proyectos, sin embargo, no son suficientes para cubrir el crecimiento en el consumo de gas natural de China. Por lo tanto, un tercer gasoducto masivo se encuentra actualmente en construcción en el noreste.

En 2012, se llegó a un acuerdo histórico entre la rusa Gazprom y sus contrapartes chinas. El gasoducto "Power of Siberia", como se lo denominó, proporcionará al noreste altamente industrializado 38 bcm anuales durante 30 años por un valor estimados de 400 billones de dólares a partir de diciembre de 2019 [10]. Sin embargo, las regiones costeras densamente pobladas están mejor servidas por el GNL ya que están físicamente más lejos de los campos de gas en la periferia de la frontera de China.

China ya estableció un récord en importaciones de GNL en 2017 cuando reemplazó a Corea del Sur como el segundo mayor importador de GNL del mundo. [11]Además, se espera que en 2021 China tome posesión de la posición de Japón como el mayor importador mundial de GNL [12]. Actualmente, Japón debe su posición de número 1 a la falta de recursos domésticos de gas y al desastre en la instalación nuclear de Fukushima. Sin embargo, China está en camino de convertirse en el mayor importador de gas. Esto es aún más notable cuando se considera que Beijing ni siquiera importaba gas hace 15 años.

Con los años, los precios spot del GNL asiático habían disminuido significativamente debido a lo que muchos analistas llamaron un "exceso de oferta". Hasta hace doce meses, se preveía ampliamente que el exceso podría durar hasta la próxima década. Sin embargo, la política de aire limpio del gobierno chino ha puesto en marcha una evolución del mercado favorable para los productores de GNL en todo el mundo. El insaciable apetito por el gas natural en los hogares y la industria chinas han creado oportunidades para la industria de energía. Al igual que con el petróleo, China se convertirá en un player más influyente en el mercado con su creciente apetito por el gas natural.[13]

Fisonomía del shale china y la mala comparación con el modelo estadounidense

La industria del gas shale de China comenzó como una posibilidad remota. Guo Xusheng, un geólogo en una unidad de China Petroleum & Chemical Corp., persuadió a sus jefes en 2009 para que le dieran cerca de 3 millones de dólares para perforar más profundo que cualquier otro en el sudoeste de China. Para Sinopec, como se conoce a la compañía, el boom del shale en Estados Unidos los convenció de que el plan de Guo valía la pena intentarlo. El éxito estaba lejos de ser cierto. China National Petroleum Corp., la compañía petrolera dominante de la nación, ya perforó la misma área y salió seca.

Luego, en 2012, el equipo de Guo hizo descubrimientos tras una búsqueda ardua, un gran golpe de bolsillo que arrojó 200.000 metros cúbicos de gas por día, lo suficiente como para calentar decenas de miles de hogares. Su descubrimiento en las escarpadas montañas de la cuenca de Sichuan costó 40 días hasta que se decidió arriesgas el posible colapso del reservorio con una tapa.

Seis años y miles de millones de dólares más tarde, la búsqueda de China para desbloquear los recursos shale en una escala tan grande como la de Estados Unidos todavía parece una posibilidad remota. "Las reservas shale estadounidense son como un plato, en una forma relativamente buena y enterradas uniformemente cerca de la superficie", dijo Guo. "Para las reservas shale de China, es más como un plato que se rompió en el suelo, y luego pisoteó. Estamos tratando de identificar esas reservas dispersas y hacer todo lo posible para llegar a las más grandes".

El carbón había impulsado el milagro económico chino durante décadas. Pero a medida que crecía el enojo de una población más rica por el smog que envolvía las ciudades, el gobierno del presidente Xi Jinping recurrió al gas natural, así como a las energías renovables, para obtener fuentes de energía más limpias. El descubrimiento de grandes reservas explotables dentro de las formaciones shale del sudoeste de China parecía llegar en el momento perfecto.

Funcionarios en Beijing pronto comenzaron a elaborar ambiciosos objetivos para la producción de shale chino. En 2012, alcanzaron hasta 100 billones de metros cúbicos de producción anual en 2020. El optimismo alcanzó su cenit en 2013 después que el Departamento de Energía estadounidense estimara que China estaba asentada en las mayores reservas de gas shale del mundo, casi el doble de Estados Unidos. Y suficientemente teóricamente abastecer al país por más de un siglo.

El mundo se dio cuenta. El shale había transformado a Estados Unidos del mayor importador de gas en un exportador neto en poco más de una década, reorganizando los flujos comerciales mundiales y dejando a China como el mayor importador de energía. Si China tuviera aún más gas shale que Estados Unidos, ¿qué significaría eso para los mercados globales? Esa respuesta queda lejos. Los exploradores chinos no han logrado crear escala de la perforación shale como lo hicieron sus contrapartes en Estados Unidos y las autoridades comenzaron a reducir sus objetivos de gas shale para 2020, la última vez a 30 billones de metros cúbicos. Incluso eso parece ambicioso en comparación con la producción de 9 billones el año pasado.

Los problemas son innumerables. Las reservas de China son más profundas, más difíciles de alcanzar y están más fragmentadas que las de América del Norte. Las empresas occidentales también han sido cautelosas de vender tecnología de fracking avanzada a Chnia en medio de las preocupaciones de propiedad intelectual. Y algunos analistas han cuestionado si el control estricto sobre la exploración y la extracción por parte de dos grandes compañías petroleras estatales es un modelo que puede funcionar, dado que el boom de Estados Unidos fue impulsado por innovaciones de docenas de perforadores independientes. "Si China quiere una revolución shale, se necesita una reforma fundamental de la industria", dijo Neil Beveridge, analista con Sanford C. Bernstein & Co.

Mientras tanto, la demanda de China por nuevas fuentes de energía ha continuado expandiéndose. El año pasado, el presidente Xi etiquetó la lucha contra la contaminación como una de las tres "batallas críticas" que debe ganar el Partido Comunista en el poder. Eso se tradujo en un impulso para reemplazar el carbón por un gas tan agresivo que dejó a muchos en el norte de China sin calefacción el invierno pasado.

"Cada metro cúbico de gas shale que los productores chinos obtienen del suelo es un metro cúbico de combustible que China todavía no posee", dijo Anna Yu, analista del ICBC International. "No es solo una historia tipo ‘something-better-than-nothing’. Ofrece resultados por el momento y esperanza para el futuro".

Si hay un avance, vendrá de lugares como de Jiaoshibe, el centro de la incipiente industria china de shale gas. Una ciudad en auge que se encuentra a tres horas en auto desde la metrópolis china del sudeste de Chongqing está enclavada en las escarpadas colinas entre el río Yangtze y el Xiannv Mountain National Park. Están apareciendo nuevas carreteras y fábricas petroquímicas, el negocio inmobiliario está prosperando y la población se ha multiplicado por diez desde que Guo y su equipo establecieron sus oficinas centrales para supervisar nuevas perforaciones en lo que la compañía llama su proyecto de gas shale Fuling.

Sinopec tiene que exprimir sus pozos en cualquier trozo de terreno llano que pueda encontrar entre las colinas y los campos de maíz. El primer pozo de Guo desde 2012 ahora se encuentra silenciosamente rodeado por escarpadas laderas boscosas y un campo de tabaco.

Los 300 pozos de Fuling representaron aproximadamente 6 billones de los 9 billones de metros cúbicos de gas shale que China produjo en el pasado. (Eso palidece en comparación con los 639 billones de metros cúbicos producidos en Estados Unidos el año pasado). Por el momento, la compañía apunta a una producción total de gas shale de 10 billones para 2020.

A unos pocos cientos de kilómetros al oeste, CNPC apunta más alto. El productor más grande del país apunta a 12 billones de metros cúbicos para el final de la década y 40 billones para 2035 de desarrollos que incluyen a Changning, Weiyuan y Zhaotong. La demanda total del gas del país para 2020, mientras tanto, es estimada por Bernstein en 325 billones.

 

Perspectiva de acumulación de nuevos proyectos de regasificadoras

Una nueva carrera para construir plantes de gas natural licuado multimillonarias está cobrando impulso luego de un largo paréntesis en las inversiones ya que los gigantes de energía perciben una brecha de suministro cada vez mayor dentro de cinco años.

Gasto en instalaciones nuevas y complejas que super enfrían el gas en líquido para permitir su transporte tras el colapso de los precios de la energía en 2014. El apetito fue amortiguado por los temores de que una gran cantidad de centrales de GNL construidas desde finales de la década de 2000 condujera a un gran exceso de oferta hasta principios de la próxima década. Pero el sentimiento ha cambiado radicalmente durante el año pasado. Alentados por el aumento de los precios del petróleo y la demanda excepcionalmente fuerte de las economías de rápido crecimiento como China e India, los ejecutivos confían cada vez más en que las condiciones vuelvan a estar listas para nuevos proyectos.

Qatar, el mayor productor de GNL del mundo, se prepara para ampliar sus instalaciones en alrededor de un tercio para producir de 100 a 108 millones de toneladas por año (mtpa) para 2023-2024. "El exceso que la gente ve, no lo veo...Si solo cuentas con que eres pesimista sobre el mercado y no construyes expansiones, nunca lo alcanzarás cuando el mercado esté en marcha", dijo Saad al-Kaabi, jefe de Qatar Petroleum [14].

La compañía estatal espera que los socios de mucho tiempo Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Total y ConocoPhillips ayuden a construir y financiar las nuevas fases de expansión, así como posiblemente a nuevos participantes. Se produjo un cambio importante en las perspectivas después que China impulsara fuertemente las importaciones de GNL en los últimos años para reducir la quema de carbón en su lucha contra la contaminación (leer más arriba).

"El balance de la oferta y la demanda definitivamente se ve más favorable para los productores en estos días", dijo Philippe Sauquet, jefe de gas de la francesa Total, el segundo operador de GNL más grande del mundo después de Shell. "China seguirá marcando la diferencia real en la demanda. No los veo desacelerar. Están cambiando la atención para construir más y más infraestructura", dijo Sauquet.

El mercado de GNL requerirá más de 200 millones de toneladas por años de suministro nuevo hasta 2030, o aproximadamente 25-30 mtpa por año en nuevas adiciones de capacidad hasta 2025, según Bernstein. "Creemos que 60 mtpa deben sancionarse para 2020 y más de 100 mtpa entre 2020-2025 para garantizar que los mercados estén adecuadamente abastecidos", dijo Bernstein.

Se espera que las adiciones a la capacidad de licuefacción caigan bruscamente a fines de 2019 a medida que las plantas recién puestas en servicio alcancen su capacidad máxima, según Bernstein.

Se espera que la principal fuente de crecimiento provenga de Estados Unidos, donde los suministros aumentaron abruptamente y los precios se desplomaron con la expansión de la extracción shale. Los inversores criticaron fuertemente a las compañías de petróleo y gas a principios de esta década debido a los costos de muchos proyectos de GNL en desarrollo como el proyecto Gorgon de 54 billones de dólares de Chevron en el oeste de Australia, el más caro de la historia o el Prelude LNG de Shell, la estructura flotante más grande del mundo. Pero con los costos de los servicios aun languideciendo tras la caída de 2014 y las nuevas tecnologías que ayudan a simplificar y mejorar los diseños, los nuevos proyectos pueden competir por el capital.

La renovada confianza en las perspectivas del GNL y la recuperación en los precios del petróleo que ha llevado a un aumento en los ingresos para las compañías, las juntas se están preparando para invertir. El año pasado, Exxon compró por 2.8 billones de dólares el 25% en el desarrollo Rovuma de Eni en Mozambique, que posee un recurso estimado masivo de 85 trillones de pies cúbicos.

Claudio Descalzi, CEO de Eni, dijo que los socios en el proyecto, Exxon, Korea Gas Corp. y China National Petroleum Corporation tomarán una decisión final de inversión el próximo año para uqe esté operativa para el 2023-24. El proyecto producirá 15 millones de toneladas de GNL por año, o el 5% de la producción mundial. Shell, que adquirió BG Group en 2016 por 54 billones de dólares para impulsar su producción de gas, se acerca a una decisión sobre el desarrollo de LNG Canada. Sería su primer proyecto nuevo de GNL desde 2011. "Esperamos una brecha en la oferta en el mercado de gas a principios de la década de 2020... LNG Canada parece muy prometedor", dijo la directora financiera de Shell, Jessica Uhl [15].

El CEO Ben van Beurden dijo que la compañía angloholandesa espera que los socios de la planta de procesamiento Nigeria LNG, Nigerian National Petroleum Corporation, Shell, Total y Eni, consideren su expansión para fines del año para aumentar su capacidad a 30 mtpa. El rival británico de Shell, BP, y su socio Kosmos Energy, decidirán sobre el desarrollo del campo Tortue en la costa de Senegal y Mauritania para el próximo año.

La demanda global por GNL aumentó un 12% en 2017, superando con creces los pronósticos, y se espera que crezca hasta un 10% en 2018, según los analistas de Bernstein.

La diplomacia del GNL en tiempos de Trump

 

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, relajó su tono acera de un gasoducto ruso hacia Alemania después de una reunión personal con el presidente Vladimir Putin a mediados de julio. "Vamos a vender GNL y tendremos que estar compitiendo con el gasoducto y creo que competiremos con éxito, aunque hay una pequeña ventaja en términos de locación porque Rusia está más cerca de los compradores en Europa", dijo Trump. "No estoy seguro de que sea lo mejor para Alemania o no, pero esa fue la decisión que tomaron".

El gasoducto Nord Stream 2, que duplicaría la capacidad actual de Rusia para entregar gas natural directo a Alemania bajo el mar Báltico y sortear Ucrania, una importante ruta de suministro a la Unión Europea, ha sido un punto doloroso entre Estados Unidos y sus aliados en los meses pasados. Recientemente, Trump criticó lo que llamó la dependencia alemana de la energía rusa, diciendo que hizo que la nación sea "cautiva" de Moscú. El Kremlin dijo que los ataques de Trump tenían una motivación económica y un intento de promover el gas natural licuado estadounidense en Europa.

Trump firmó el año pasado una ley que le otorga el derecho de sancionar a las compañías involucradas en el proyecto del ducto Nord Stream 2. Royal Dutch Shell Plc, Wintershall, unidad de BASF SE, Uniper SE, OMV AG y Engie SA acordaron otorgarle a la empresa rusa Gazprom financiamiento para el gasoducto de 9.5 billón euros (11 billón de dólares) y podrían estar en riesgo de sanciones. "Lo llamé competidor y un buen competidor", dijo Trump sobre Putin. "Creo que la palabra competidor es un cumplido". Putin dijo que ve espacio para la cooperación con Estados Unidos en materia de energía, al tiempo que dice que Rusia podría estar dispuesta a extender acuerdos de tránsito de gas con Ucrania si las empresas estatales de ambas naciones pueden resolver disputas legales sobre tarifas y precios.

Europa está a punto de volverse más dependiente de las importaciones de gas ya que la producción del campo de Groningen en los Países Bajos, el más grande del continente, está cayendo. El continente debe "establecer relaciones muy, muy sólidas" con cualquier país que pueda proporcionar gas a un precio asequible con los servicios adecuados y "sin ninguna atadura política", dijo Maros Sefcovic, vicepresidente de la Energy Union de la European Commission en la World Gas Conference en Washington en junio.

Pero Europa puede tener dificultades para atraer cargamentos de gas desde el exterior, dado los precios más altos en Asia. La evaluación del LNG spot de WGI para el noreste de Asia fue de 10.30 dólares por millón de BTU el 9 de julio, mientras que los futuros de gas del National Balancing Point británico se negociaron para esa fecha en 7.50 dólares.

A más largo plazo, los desarrolladores de proyectos de exportación de gas en los 48 estados menores pueden enfrentar retrasos mientras esperan la aprobación regulatoria. Sefcovic calificó el proceso de aprobación en Estados Unidos de "redundante" y dijo que era necesario renovarlo. [16]

Gazprom es el proveedor de gas más grande de Europa y proporciona más de un tercio de las necesidades de combustible de la región. Su director ejecutivo, Alexey Miller, confirmó en junio su plan para comenzar a instalar la tubería y abrir el enlace Nord Stream 2 a fines de 2019. El proyecto reduciría la dependencia de Rusia de Ucrania y ayudaría a satisfacer la demanda adicional de combustible en la UE en las próximas dos décadas a medida que caiga la producción local. Mientras tanto, Rusia no se inmuta con la perspectiva de suministros estadounidenses de GNL a Europa. "Nunca alcanzarán y nunca superarán" las exportaciones de gas ruso a la región, dijo Miller.

Europa tiene poca necesidad de GNL estadounidense ahora que el gas ruso llega a los mercados de gas del continente a un ritmo récord. "En 2017, la utilización promedio de las terminales europeas fue del 26%- dejando un amplio margen para más importaciones de Estados Unidos a precios competitivos", dijo la Comisión Europea [17].Sin embargo, los precios competitivos son el mayor problema que enfrenta el GNL de Estados Unidos en Europa. Los mercados más lucrativos para el GNL de ese país se encuentran en América del Sur y Central, India y el Lejano Oriente, con Europa en la parte final de la lista dados sus precios relativamente bajos y los abundantes suministros de Rusia y Noruega.

Sin embargo, esto podría cambiar drásticamente a medida que la producción estadounidense aumente en los próximos años y que la producción doméstica del Mar del Norte y Noruega se contrae, dejando un vacío creciente para ser llenado por los proveedores externos. En el showdown, la mayoría de los analistas creen que Rusia puede socavar el GNL estadounidense, pero en la práctica el productor evitó inundar la UE al vender su gas a precios inferiores al mercado, optando en cambio por obtener el mejor rendimiento.

Hay límites para el crecimiento del gas ruso en Europa. Es cierto que Gazprom, administrado por el estado, tiene capacidad adicional para Ucrania y Bielorrusia para impulsar aún más las exportaciones. Gazprom también puede buscar voluntariamente limitar su participación en el mercado europeo del gas por debajo del 40% para evitar atraer el escrutinio de los reguladores de la competencia, dijo Thierry Bros, investigador principal de Oxford Institute for Energy Studies.

Siguiendo en el costado asiático, Japón busca facilitar el transporte de gas natural licuado desde el norte de Rusia al cooperar con Moscú en la construcción de un hub de transferencia en el lejano oriente del país, ya que Tokio busca diversificar los suministros de la fuente de energía para protegerse de los riesgos políticos. El trading house Marubeni y el astillero Mitsui O.S.K. Lines se encuentran entre las compañías japonesas que consideran participar en el pan del productor ruso de gas Novatek para completar una terminal de GNL en 2023 en la península rusa de Kamchatka.

Tokio también podría proporcionar ayuda a través de instituciones financieras públicas como el Japan Bank for International Cooperation y el Nippon Export and Investment Insurance. Marubeni está llevando a cabo estudios de factibilidad sobre el proyecto y espera decidir para 2019. Los constructores de plantas de GNL japoneses también han mostrado interés.

El hub Kamchatka tiene la intención de reducir el costo de transporte de GNL desde un centro de producción en la península de Yamal en el extremo norte de Siberia. El transporte de gas por las rutas marítimas del este requiere buques rompehielos en invierno. Aunque el GNL de Yamal llega a destinos asiáticos más rápido que el gas de los Estados Unidos entregado a través del Canal de Panamá, los costos de transporte son altos. La transferencia del GNL a buques convencionales en la estación de Kamchatka reducirá estos gastos.

Las compañías energéticas europeas como Total han comenzado los preparativos para una instalación de producción separada en Yamal. Japón tiene la intención de tener una gama de proveedores de GNL para prepararse para los riesgos geopolíticos que podrían cortar ciertas fuentes. Tokio ha comenzado a aumentar la adquisición de gas shale desde Estados Unidos, que está promoviendo agresivamente estas exportaciones al agregar más rutas a través del Canal de Panamá.

Japón importa alrededor de 84 millones de toneladas de GNL al año, y la mayor proporción proviene de Australia. La producción anual de Yamal parece totalizar 16.5 millones de toneladas, y se dice que los depósitos alrededor de la península son los más grandes del mundo. Se cree que China, que trabaja para garantizar el suministro de energía, también expresó interés en Yamal LNG. Las compañías japonesas también podrían obtener mejores condiciones comerciales si se establece una ruta marítima hacia los principales compradores de Asia.

Pero algunos aconsejan precaución acerca de proceder con proyectos de energía en Rusia. La petrolera estatal Rosneft demandó a los operadores estadounidenses y japoneses del proyecto de petróleo y gas Sakhlain-1, ubicado en la isla Sakhalin al norte de Japón, alegando "enriquecimiento injusto e intereses obtenidos mediante el uso del dinero de otras personas", de acuerdo con documentos judiciales. Rosneft no está involucrado en el plan Kamchatka.

El dilema estadounidense de los precios del GNL y la accesibilidad

El déficit comercial estadounidense se había vuelto un tema delicado. Tanto que los ejecutivos promocionaban las exportaciones de gas, eso no necesariamente significa que los europeos compren GNL, al menos no con las condiciones bajo las cuales eso sucede no están relacionadas en gran medida con las políticas comerciales. Algunos países de Europa del Este sin duda compraran gas estadounidense para reducir su dependencia de las exportaciones rusas, pero el hecho de que los principales países de Europa occidental se conviertan o no en compradores en gran escala dependerá del precio del GNL y de la competencia de suministros.

Más importaciones que políticas son las prácticas comerciales de la industria de exportación de GNL estadounidense. Y el precio de gas competidor en Europa. Históricamente, el precio de la mayoría del gas comercializado internacionalmente se ha indexado a los precios del petróleo según su equivalencia en BTU (o contenido energético). Esto parece lógico, pero solo de una manera superficial, más bien como si los productores de té pusieran precio a sus productos en función de los precios del café, equiparándolos por su contenido de cafeína.

En el pasado, los exportadores de GNL habían planificado grandes proyectos para lograr economías de escalas e insistían en que necesitaban contratos que garantizaran compras de hasta 20 años para continuar con el desarrollo. Vender en el mercado abierto, como lo hicieron muchos productores de petróleo, no se consideró viable porque los proyectos eran muy costosos, pero también porque había pocos compradores con instalaciones para aceptar importaciones; descarga, almacenamiento y regasificación.

Los exportadores estadounidenses de GNL, en particular Cheniere, han tomado un rumbo diferente, no solo vendiendo a precios indexados a los precios del gas en Estados Unidos (en el Henry Hub), sino también buscando ventas spot donde surja la oportunidad. Aunque es más costoso, un buque tanque de GNL puede descargar sin un terminal de regasificación, sentado en el puerto y entregando el gas a un sistema local. Por lo tanto, las ventas se han realizado a lugares como Barbados y Pakistán, naciones que no son importadores tradicionales, pero donde existía oportunidad de arbitraje. La figura a continuación muestra las exportaciones de GNL de Estados Unidos por región, y las cantidades más grandes son importadores demasiado tradicionales en Asia (Japón, Corea y Taiwán), pero con ventas puntuales ocasionales a nuevos importadores.

A veces, estos precios pueden ser bastante altos, reflejando nuevamente las oportunidades de arbitraje. Como muestra la figura a continuación, los precios para los países del Caribe como Barbados podrían ser bastante altos, aunque los volúmenes eran muy bajos; probablemente resultaron poco atractivos para otros exportadores y cuestan más, ya que los buques tanque deben permanecer para actuar como re-gasificadores. Los clientes más grandes de Asia pagaban precios mucho más bajos por volúmenes más grandes, en parte bajo contrato a largo plazo.

Lo más interesante es la relación entre los precios de exportación de GNL y los precios del petróleo, que se muestra en la figura a continuación. En los primeros años, cuando las ventas de GNL de Alaska a Japón constituían el grueso de las exportaciones, los precios del gas natural licuado seguían los precios del petróleo. Eso se ha vuelto menos cierto a medida que nuevos exportadores comerciales como Cheniere han comenzado a operar. Aunque algunas ventas pequeñas han tenido precios altos, la mayoría en los últimos años ha estado a precios relacionados con los precios de gas Henry Hub, permaneciendo bajos a medida que subieron los precios del petróleo.

Mientras que la distribución de gas europeo es manejada por monopolios nacionales, y algunos tienen una historia de pagar en exceso las importaciones, esa práctica ha quedado, en gran parte, en el pasado, cuando la escasez de recursos neo-malthusianos (y una pobre comprensión de la oferta) vio a British Gas pagar bien sobre el precio de mercado para el gas del campo noruego de Sleipner, por ejemplo.

Dado que los gasoductos rusos representan en gran medida una caída de los costos de capital, su capacidad para socavar las exportaciones de Estados Unidos a Europa es significativa, pero su disposición es otro tema. Especialmente si pueden vender al mercado de Asia oriental algo cercano a los precios relacionados con el petróleo, y el petróleo permanece en el rango de los 60 dólares o más, entonces Rusia podría alejarse de permitir que los exportadores estadounidenses ganen participación de mercado en su contra en Europa (lo que sería económicamente óptimo en algunos aspectos, las exportaciones estadounidenses al mercado atlántico serían de un menor costo que las de Asia, mientras que el gasoducto de Rusia a China debería ser mucho más eficiente).

En términos de política, el comercio mundial de gas y la industria de exportación estadounidense están muy lejos del punto donde un importante proveedor de gas natural (Noruega, Rusia) no obstante influencia del aún bajo nivel de fungibilidad en el mercado global. Aun así, el sistema tiene una gran capacidad de recuperación ante interrupciones en el suministro, incluida la conservación, la interrupción de las ventas a grandes usuarios y la sustitución de líquidos derivados del petróleo como el propano en muchos usos. No hay que olvidar que la relación más dependiente fue entre Rusia y Ucrania, pero solo la fuerza de las armas logros los objetivos rusos en esa nación.

Sigue siendo muy cierto que, como el sector inmobiliario, el gas natural se trata de ubicación, ubicación, ubicación, pero principalmente porque eso ayuda a determinar el costo de suministro entregado. Sin embargo, mientras los precios del gas estén determinados no por el costo marginal sino por los contratos indexados a los precios del petróleo, existe una buena oportunidad de mercado para los exportadores estadounidenses.

 



Offnews.info (Argentina)

 


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