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29/03/2017 | Análisis: La globalización del mercado de GNL

De Nuestra Redacción

El creciente papel del gas natural licuado en la economía mundial, liderado en parte por las empresas de Houston, se está enfrentando a las recientes tendencias que han hecho de la "globalización" una palabra sucia, cruzando las fronteras incluso cuando los movimientos nacionalistas han tratado de endurecerlos.

 

A medida que el gas natural se convierte en un combustible de elección en un mundo cada vez más preocupado por el cambio climático, los cargamentos de GNL atravesarán cada vez más los océanos, descargando en los mercados de Asia a Europa y América Latina. La mayor parte del GNL mundial se exportará desde tres centros principales, Qatar, Australia y Estados Unidos, en particular en la costa del Golfo, dijeron los analistas. "El GNL ha pasado de ser un negocio continental o regional a ser un negocio globalizado, me atrevo a decir", dijo Michael Stoppard, estratega de gas global para IHS Markit durante la conferencia de energía CERAWeek. "Es el gas y no el petróleo el que estará en el corazón de su crecimiento global por volumen".

Aunque se prevé que un exceso de GNL inundará los mercados en los próximos años, se prevé que la demanda mundial de gas crecerá un 50% en 2040, de 3,6 billones a 5,4 billones de metros cúbicos. Mientras tanto, las mayores empresas de energía del mundo están expandiendo sus reservas de gas; ExxonMobil dijo que pagará 2,8 billones de dólares para comprar en la costa de Mozambique de la empresa energética italiana Eni.

Los grandes suministros de gas que se encuentran en los depósitos shale han llevado a una dramática transformación en Estados Unidos. Hace una década, las empresas de energía estaban construyendo terminales para importar GNL y convertirlo de nuevo a su estado gaseoso para el consumo interno; hoy están construyendo instalaciones para licuar el gas natural y enviarlo por todo el mundo. Hace apenas un año, Cheniere Energy de Houston se convirtió en la primera empresa estadounidense en exportar GNL, enviándola desde su terminal de Sabina Pass cerca de la frontera de Texas. En los primeros días de marzo, Cheniere reportó las primeras ganancias trimestrales en sus 20 años de historia, ya que generó ingresos por las exportaciones de GNL a China, India, Jordania, Egipto y Pakistán.

Otros mercados, como Bangladesh y Bahréin están surgiendo, dijo el director comercial de Cheniere Anatol Feygin. "La era de Estados Unidos ha comenzado", dijo Feygin. "Cheniere no ha terminado aún, el mercado de Estados Unidos no ha terminado todavía". Más unidades de licuefacción de GNL, llamado trenes, están en línea en Sabine Pass. Se prevé que el tercero de los seis trenes de Sabine previstos se va a poner en línea en estos días, mientras que un cuarto está programado para otoño (en el hemisferio norte).

Cheniere también está desarrollando otro proyecto en Corpus Christi, una terminal que se espera que inicie operaciones en 2019. Del mismo modo, el proyecto de desarrollo de Freeport LNG de Houston está programado para comenzar operaciones al sur de Houston a finales de 2018. El proyecto Cameron LNG de Sempra Energy en el suroeste de Lousiana también se pondrá en línea el próximo año. Varios otros proyectos están en desarrollo.

Charif Souki, fundador de Cheniere, después de su expulsión de la empresa a finales de 2015, lanzó una nueva empresa de GNL, Tellurian, con sede en Houston, para competir también. Tellurian, que ha construido un equipo de 65 personas, se hizo pública en febrero. Tellurian está desarrollando el proyecto de 12 millones de dólares de Driftwood LNG en el sur de Lake Charles, Lousiana, como parte de la próxima oleada de proyectos de exportación.

El objetivo es ponerlo en línea en 2022, con la expectativa de que el crecimiento de la demanda mundial para entonces habrá eliminado la sobreoferta proyectada de GNL. El desafió para los desarrolladores de GNL estadounidenses es encontrar compradores, como Cheniere, para firmar acuerdos a largo plazo para ayudar a asegurar el financiamiento. Sin embargo, los compradores de hoy están buscando cada vez más ofertas a corto plazo y mayor flexibilidad en un mercado que cambia estacionalmente, con los precios premium moviéndose con los patrones climáticos desde Asia hasta el sur de Europa hacia Medio Oriente.

"Estamos muy seguros de que vamos a encontrar compradores para nuestro gas", dijo Souki. "No tengo dudas que el mercado mundial de gas continuará creciendo". Souki agregó que espera que los perforadores estadounidenses proporcionen suficientes suministros de gas natural barato por al menos dos décadas más. "Pensamos que podemos ofrecer el gas de bajo costo a nivel mundial", dijo. "El modelo de negocio se encontrará simplemente porque el mundo necesita este gas".

Desde el lado de la demanda también se empiezan a ver cambios. Los mayores compradores de gas natural licuado (GNL) del mundo, todos en Asia, se están juntando para asegurar contratos de suministro más flexibles en un movimiento que cambia el poder a los importadores desde los productores a medida que crece la sobreoferta. Korea Gas Corp (KOGAS) dijo que había firmado un memorandum of understanding a mediados de marzo con la japonesa JERA y China National Offshore Oil Corp (CNOOC) para intercambiar información y "cooperar en el joint procurement de LNG". Juntas, las tres empresas compran un tercio de la producción mundial de GNL, dándoles una mano fuerte para desafiar los términos contractuales restrictivos que han apretado las finanzas de los compradores.

Los clubes de compradores influyentes son en gran medida inauditos en los mercados de commodity, donde son los productores, como la Organisation of Petroleum Exporting Countries (OPEC), quienes ejercen el poder, imponen cuotas de producción para administrar los precios. Un doloroso período de altos precios de GNL antes de 2014 dejó a los importadores asiáticos luchando por contener las pérdidas y dio lugar a las primeras conversaciones entre India, Japón, Corea del Sur, China y Taiwán sobre las compras conjuntas.

Desde entonces se han establecido varios acuerdos conjuntos de compra de GNL, pero ninguno se aproxima a la escala del último acuerdo, el primero en involucrar a los jugadores más importantes al game.  Según el acuerdo, los compradores pretenden obtener concesiones de los productores que les proporcionen flexibilidad en la oferta, como tener el derecho de revender a terceros las importaciones, algo que no se les permite hacer actualmente bajo las llamadas restricciones de destino. "Hemos creado una plataforma para compartir, discutir y resolver nuestros problemas comunes como las prácticas comerciales tradicionales del GNL, incluidas las restricciones de destino", dijo Atsuo Sawaki, vocero de JERA.

La alianza de los tres grandes compradores en tres países ejercerá presión sobre los exportadores como Qatar, Australia y Malasia. Ellos prefieren tener clientes encerrados en contratos fijos de suministro que funcionan desde hace décadas y hacen que los compradores tomen montos fijos de volúmenes mensuales independientemente de la demanda, sin derecho a volver a vender suministros excedentes a otros usuarios finales.

El acuerdo ha sido ayudado por el hecho de que el poder ejercido por la OPEC no tiene paralelo en el mundo de las commodities. Los intentos de crear un organismo del estilo de la OPEC a través del Gas Exporting Countries Forum no ha logrado tracción porque los mercados de gas y GNL están más fragmentados que el petróleo, mientras que los movimientos similares en el café, los ferrocarriles, el caucho y el estaño han colapsado a lo largo de las décadas.

JERA, KOGAS y CNOOC lucharán con el exceso de suministros en los próximos años, dijeron fuentes de tres importantes productores de GNL, lo que frenó la capacidad del consorcio para lograr nuevos acuerdos en esta década. Sin embargo, la reestructuración de los acuerdos existentes es factible y puede afectar al mayor productor del mundo, Qatar, ya que muchos de sus acuerdos de suministro a mediano plazo con Japón empiezan a expirar alrededor de 2023.

Un alto funcionario de Qatar Petroleum insinuó que los compradores -envalentonados por los mercados temporalmente sobre abastecidos para exigir mejores términos- pueden llegar a lamentar sus acciones cuando el ciclo cambia. "En este momento, el mercado está sobre abastecido, pero si entramos en un período de un mercado más ajustado, ¿cómo se mantiene estas organizaciones de compradores? Esa es una cuestión importante", dijo el funcionario. "Si hay una crisis del mercado y el gas se aprieta, podría recrear incentivos para que los compradores bloqueen contratos de largo plazo".

Más prácticamente, el acuerdo complementa los hábitos de compra de cada empresa -Kogas compra en gran medida para el invierno, CNOOC para el verano y JERA en ambas temporadas- ofreciendo oportunidades para intercambiar cargas, dijeron fuentes de la industria. "La flexibilidad se está volviendo fundamental para los compradores de GNL...ya que el aumento de la capacidad solar va a hacer que el consumo de GNL sea más estacional", dijo Kerry Anne Shanks, jefe de investigación de GNL de para Asia/Pacífico en Wood Mackenzie.

La nueva producción ha dado como resultado una capacidad instalada global de GNL de más de 300 millones de toneladas al año, mientras que sólo alrededor de 268 millones de toneladas de GNL se comercializaron en 2016, según datos de Thomson Reuters. Eso ha ayudado a bajar los precios spot del GNL asiáticos en más del 70% de sus picos de 2014 a 5.65 dólares por millón de BTU. También ha dado a los importadores más proveedores para elegir, ejerciendo presión sobre los principales productores como Royal Dutch Shell, Chevron, ExxonMobil y Woodside Petroleum para otorgar términos de contratos más flexibles.

Los carteles formadores de precios de las empresas son difíciles de desafiar en la Organización Mundial del Comercio, que no tiene reglas sobre comportamientos anti-competitivos y sólo rige las relaciones comerciales entre los países miembros. Pero las normas de la OMC obligan a las empresas estatales a comerciar en condiciones comerciales y no discriminatorias. Thomas Cottier, profesor de derecho e investigador del World Trade Institute en la University of Bern, dijo que la alianza del GNL puede o no cumplir con las reglas de la OMC.

"En la medida en que los gobiernos están directa o indirectamente involucrados pueden violar las normas sobre el comercio estatal o la prohibición de fomentar las restricciones voluntarias a las exportaciones, pero la conducta de las empresas privadas está sujeta a la legislación anti-monopolio interna y no forma parte del derecho de la OMC", dijo. Incluso si un proveedor de GNL como Qatar, Rusia o Australia lanzó una disputa en la OMC, varios otros grandes productores de gas, como Irán y Turkmenistán, no son miembros de la OMC y, por lo tanto, no tienen derecho a que se oigan sus denuncias.

Derivados del GNL

Un major exchange estadounidense está avanzando en los planes para derivados que podrían revolucionar el comercio de gas natural, convirtiéndolo en un producto del mercado más internacional, como el crudo. Para mayor, el gas global tendrá un contrato de futuros basado en las exportaciones licuadas que salen de Estados Unidos, según Intercontinental Exchange y S&P Global Platts. Las dos empresas están lanzando un esfuerzo, un contrato negociado por el ICE, ya que el incremento de los suministros de gas licuado aumenta el interés de los proveedores y traders deseoso de fijar los precios o apostar por ellos.

Los futuros de ICE se basarán en la evaluación del precio spot de Platts para el gas natural licuado procedente de la Costa del Golfo, donde Estados Unidos está abriendo su primera ola de terminales de exportación, alimentando por el boom del gas shale. Estados Unidos ha tenido un mercado de futuros fuertemente negociado basado en el punto de referencia Henry Hub para la región. Pero el contrato de GNL incorporará los costos de licuefacción y envío gas a algunos de los mercados más caros del mundo, una mejor evaluación de valor, dijo Chris Pederson, analista de Platts LNG.

El GNL se han vendido principalmente a través de contratos de varios años de duración basados en los precios del petróleo, gas de tubería y datos sobre los precios. Pero hay tanto oferta en todo el mundo, desde Estados Unidos hasta Australia, que es probable que sea más de lo que los consumidores a largo plazo pueden absorber, forzándolos a revender. La actividad del mercado spot ya ha aumentado y muchos trader están ansiosos por los derivados para tratar el gas a nivel mundial. "Los trader se van a devorar esto con entusiasmo", dijo Pederson.

La esperanza para ICE y Platts es que este contrato ayuda a integrar varios mercados de gas regionales y se convierte en un benchmark internacional como el Brent y el West Texas Intermediate para el petróleo. Sin embargo, muchos de los productos derivados que se crean, sólo para ser ligeramente, si alguna vez son comercializados. Los intercambios, incluidos el OTC de Japón y el SGX de Singapur, han intentado con éxito limitado crear puntos de referencia del GNL. Pero el mercado está creciendo con la oferta de GNL que probablemente aumentará en un 44% entre 2015 y 2020 y superará la nueva demanda hasta finales de esta década, según Moody’s Investors Service. El gas se espera que represente alrededor de una cuarta parte del mix de energía primaria del mundo en 2040, frente a una quinta parte, según la Agencia Internacional de Energía.

Australia y las tensiones de la industria

¿Por qué es que uno de los cinco principales exportadores de energía del mundo apenas puede mantener las luces encendidas? Eso no es tanto una contradicción como suena. Después de todo, los intereses de los exportadores de energía de un país y sus consumidores locales se oponen fundamentalmente. Los exportadores quieren precios altos de combustible para asegurar el mejor margen de beneficio. Los hogares y las empresas quieren facturas de electricidad más baratas.

En Australia, el resultado de la puja de los dos sectores ha sido una disfunción. Las divisiones amargas sobre la fiscalidad de los recursos y la política climática han contribuido a un volumen de negocios de cinco primeros ministros en los últimos siete años.

South Australia, que vio el primer pozo de petróleo del país perforado en la década de 1980, está amenazando con retirarse del mercado nacional de electricidad tras una serie de apagones. El gobierno está llevando a cabo una investigación sobre cómo los ingresos de un impuesto sobre la producción de petróleo y gas se han desplomado, incluso a medida que la producción se ha disparado. Las compañías de energía han reservado miles de millones de amortizaciones en proyectos de GNL, y Chevron Corp. ha dicho que es poco probable que construya una gran planta de exportación de gas en el oeste de Australia de nuevo.

Mientras tanto, el gobierno está ofreciendo subsidios para un nuevo desarrollo de la mina para exportar carbón a la India, a pesar de las protestas del ambientalista y la promesa de Nueva Delhi de poner fin a las importaciones del producto.

La debacle de GNL proporciona un buen caso de prueba de lo que ha salido mal. Australia está en camino de superar a Qatar como el mayor exportador mundial de gas expedido para el año 2019, pero llegar allí no ha sido un éxito para el gobierno o las compañías petroleras.

Los ingresos de Canberra por su Petroleum Resource Rent Tax se redujo un 60% a su nivel más bajo desde 1999 en el año hasta junio de 2016, a pesar de un aumento del 50% en los volúmenes de exportación de gas. El impuesto sobre el petróleo y los ingresos de regalías por barril de petróleo equivalen a alrededor del 4,2% del precio local del crudo, el menor desde 1990, y muy por debajo del promedio de 25 años de 10.4%. Es poco probable que la inmersión sea un desvío. Gracias a la forma en que el gobierno permite deducir los gastos antes de que un proyecto haga una ganancia tributable, podrían pasar décadas antes que el país comience a recibir un mejor rendimiento de su riqueza mineral. Las enormes sumas gastadas en la construcción de los proyectos de GNL de Australia han creado un escudo fiscal de los costos reportados que valía 182 billones de dólares en 2016, con una cifra cada año un 5% más rápida que el rendimiento de la deuda pública.

Con los precios del GNL en el suelo en medio de un exceso que podría durar el resto de la década, es probable que pasen muchos años antes que las empresas petroleras generen los beneficios para superar esta formidable compensación. Incluso el aumento de los precios es poco probable que sea de gran ayuda para el gobierno: gracias a la forma en que se establece el régimen, una perspectiva más brillante para el gas generaría más compensaciones fiscales de los nuevos gastos de exploración y desarrollo.

Es tentador ver esto como un caso de grandes malas empresas petroleras que arrancan al contribuyente, pero el statu quo no ha sido una bonanza para las empresas tampoco. La prisa por construir en los años de 2010 provocó una escasez de mano de obra y excesos de costos en la región por 45 billones de dólares en las 8 nuevas plantas de GNL del país. Santos Ltd. y Origin Energy Ltd., empresas locales con proyectos de GNL, en la costa este, han visto caer sus cotizaciones bursátiles, con poca señal del tipo de recuperación que disfruta Cheniere Energy Inc., una empresa de mediano tamaño comparable que opera el Sabine Pass Terminal de GNL en la costa del Golfo de Estados Unidos.

¿Cómo ha fracasado la política energética del país para todas las partes? No es realmente una sorpresa. Australia es inusual a nivel mundial en la elección de tomar un corte de su riqueza de petróleo no a través de las regalías cobradas sobre la producción, sino a través de los impuestos sobre los ingresos. La intención explícita es alentar a las empresas de energía a desarrollar campos que de otro modo serían demasiado marginales, prometiendo una carga flotante más indulgente sobre los beneficios en lugar de un cargo fijo sobre la producción.

Como varias de las presentaciones corporativas a la investigación aclaran, los altos costos de Australia y la ubicación distante significan que no sería un destino de inversión muy atractivo si no fuera por estos incentivos. Al transferir una parte del riesgo de las empresas petroleras a su propio presupuesto, Australia parece haber hecho un favor a las grandes empresas. Pero el gesto tiene un final no deseado, porque mientras que a los gobiernos no les gusta mucho el riesgo, las empresas deben pasarlo. Internalizar los riesgos del proyecto es la mejor manera para que las empresas se aseguren de no desperdiciar el capital en los desarrollos que pierden dinero -por ejemplo, 200 billones de dólares australianos en terminales de exportación de gas que venden a un mercado del pacífico sobre-abastecido.

Mientras que el “devil's bargain” entre los contribuyentes y accionistas ha asegurado el lugar de Australia como el mayor exportador mundial de GNL, ninguna de los dos lados ha salido bien de la transacción, y la manía de desarrollo no ha terminado todavía. La misma dinámica está afectando ahora el carbón, otro producto para el cual Australia es el mayor 

Offnews.info (Argentina)

 


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