Interrupción masiva del suministro en Europa y aumento de los precios mundiales. Ninguna otra materia prima se ha enfrentado a los desafíos extremos del gas mundial desde la invasión rusa de Ucrania.
Simon Flowers, presidente, analista jefe y autor de The Edge se puso al día con Kateryna Filippenko, directora de Global Gas Research, para conocer las últimas opiniones de su equipo sobre el mercado.
¿Cómo se presenta este invierno en Europa?
Mejor de lo que podíamos esperar hace unos meses en algunos aspectos, pero ha tenido un alto coste. Los precios extremadamente altos durante todo el año han puesto a prueba la asequibilidad de los consumidores y han debilitado la economía.
Los altos precios han golpeado con fuerza la demanda (un 22% menos en los sectores no energéticos entre julio y octubre) y han arrastrado los suministros de GNL destinados a Asia. Este reajuste, combinado con el clima cálido de las últimas semanas, ha hecho que el almacenamiento esté lleno en un 93%, muy por encima del 80% “normal” para principios de diciembre.
El frío es ahora el principal riesgo de este invierno, pero Wood Mackenzie cree que debería haber suficiente gas, salvo un invierno excepcionalmente largo y frío.
Esto no significa que Europa esté fuera de peligro. En ausencia del gas ruso, el mercado se enfrenta a tres años más de precios elevados y a la repetición del ciclo de rellenar los almacenes con fuentes alternativas de gas importado por tuberías y GNL en verano, gestionando la demanda a lo largo del año y esperando lo mejor cada invierno. Hasta el año 2026 no llegará el alivio con nuevos y considerables suministros de GNL. Hasta entonces, el efecto de los precios elevados sobre los consumidores y el crecimiento económico se multiplicará.
¿Hay suficientes inversiones en nuevos suministros?
Estamos en las primeras fases de un ciclo de auge del GNL. Esperamos que la oferta mundial aumente un 45% de aquí a 2030 (véase el gráfico). En los dos últimos años se han aprobado nuevos proyectos que supondrán 78 mmtpa de suministro; y esperamos otros 90 mmtpa de 2023 a 2025.
Se necesita una enorme inversión adicional, de unos 400.000 millones de dólares, sólo en licuefacción, transporte y regasificación (incluidos los proyectos ya aprobados), y muchas más en la producción de gas. Dos tercios del gasto de casi 200.000 millones de dólares en licuefacción se destinan a plantas de Norteamérica.
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¿Volverá el mercado a la normalidad después de 2025?
Los nuevos volúmenes aliviarán la presión sobre el sistema y harán bajar los precios desde los niveles excepcionales actuales. Incluso existe el riesgo de un exceso de oferta que podría dar lugar a precios muy débiles temporalmente, ya que los proyectos se intensifican entre 2027 y 2029.
La inversión en infraestructuras de gas que se está llevando a cabo en toda Europa será fundamental. La nueva capacidad de regasificación y los interconectores deberían aliviar los cuellos de botella expuestos este año y ayudar a que el gas fluya a los lugares adecuados en el momento oportuno.
Dado que Europa depende cada vez más del GNL importado en los mercados del gas y la electricidad, la volatilidad de los precios ha llegado para quedarse. Europa seguirá compitiendo con Asia por el suministro de GNL en los momentos de mayor demanda.
Esperamos que los precios europeos del gas (TTF) se sitúen en torno a los 9 o 10 dólares/mmbtu, estructuralmente más altos que antes de la guerra, para reflejar estos factores.
¿Sigue siendo el GNL una historia de crecimiento a largo plazo?
Sí. Seguimos pensando que el gas y el GNL desempeñarán un papel fundamental en la consecución de la energía neta cero para 2050, al desplazar el carbón de mayor intensidad de carbono en las economías en desarrollo. Pero eso sólo ocurrirá si el GNL es más asequible que hoy: los precios del gas deben bajar.
Esperamos que la demanda de GNL crezca en 200 mmtpa, es decir, un 50%, en los próximos 10 años. Dos tercios corresponden a Asia, gran parte de ellos en China e India, así como en Pakistán y Bangladesh, donde el suministro nacional de gas está disminuyendo. En cambio, las importaciones de GNL a mercados asiáticos maduros, como Japón y Corea del Sur, se reducirán a medida que diversifiquen su combinación energética hacia las energías renovables y la nuclear.
Europa sigue siendo un mercado atractivo, ya que la demanda de GNL aumentó un 60% en 2022 y se prevé un crecimiento adicional del 25% para 2028. Sin embargo, según nuestra última opinión, la demanda descenderá de forma pronunciada hasta la década de 2030, a medida que la UE acelere su impulso hacia las energías bajas en carbono. Existe un mayor riesgo de caída si la política de la UE alcanza sus ambiciosos objetivos REPowerEU.
¿Firmarán los compradores contratos a largo plazo?
Todavía hay interés en algunos sectores, como demostró el reciente acuerdo de QatarEnergy de 27 años para suministrar 4 mmtpa de GNL a la empresa china Sinopec. Y esta misma semana, QatarEnergy y ConocoPhillips anunciaron un acuerdo para vender 2 mmtpa durante 15 años para suministrar a Alemania.
Mientras que muchos promotores independientes de GNL confían en los contratos a largo plazo para respaldar la financiación de nuevos proyectos, los compradores son cada vez más reacios a comprometerse con los contratos tradicionales a largo plazo debido a la incertidumbre sobre la resistencia de la demanda de gas más allá de mediados de la década de 2030. Esta tendencia es especialmente acusada en Europa, donde la política de la UE pretende minimizar el consumo de gas a medio plazo. Los servicios públicos no suelen querer comprometerse con contratos de más de 15 años.
Eso es una oportunidad para los agregadores de GNL con un negocio de cartera comercial internacional diversificada.
Pueden asumir el riesgo de los contratos de mayor duración y ayudar a financiar los nuevos proyectos. Pero por asumir el riesgo, los agregadores esperarán un retorno: un GNL de mayor precio de reventa.
Noticia tomada de: Wood Mackenzie / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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