El Mercado mundial de petróleo ha estado sometido a una enorme volatilidad de precios, consecuencia de una inminente recesión económica, la sobreproducción y poca demanda. A estos elementos no son ajenos los mercados del gas, que también han sido víctimas de la doble crisis de la destrucción de la demanda de Covid-19 y de una guerra de precios y suministros entre la OPEP-Rusia.
Los precios del gas asiático han caído de máximos de más de US$ 11 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) a finales de 2018 a sólo US$ 2.7 dólares por MMBtu en marzo de 2020.
Aunque la caída de los precios comenzó antes del brote de Covid-19 como resultado del exceso de oferta en el mercado, el virus también ha tenido un efecto devastador en la demanda mundial de gas, que se espera que empeore a medida que los bloqueos aumenten a nivel mundial.
Esto deja en una posición precaria a los operadores en países con un suministro de gas relativamente caro, como Australia. Si los bajos precios actuales persisten, Rystad Energy ha estimado que casi el 42% de los recursos de gas australianos se tornarían antieconómicos, un escenario aterrador para el mayor exportador de gas del mundo.
Los precios mundiales del gas ya estaban en serian dificultades luchando debido a una combinación de un invierno suave del hemisferio norte y una avalancha de nuevas fuentes que entraron en el mercado.
Con el golpe añadido a la demanda relacionado con el virus, los precios están ahora en un nivel que amenaza la factibilidad no sólo de nuevos proyectos, sino también la economía de la producción de gas existente.
El problema es particularmente importante en las naciones productoras con un suministro de gas relativamente alto, como Australia, donde cerca del 30% de la producción de gas se deriva de fuentes no convencionales.
Figura 1. Fuentes de producción de gas en Australia
Aunque los precios del gas en la costa este de Australia históricamente han sido altos, desde finales de 2019 comenzaron a converger hacia los precios netos de GNL.
Con los precios de GNL ahora tan bajos, los precios del gas en la costa este de Australia han caído de más de US$6 por MMBtu en 2019 a US$2.30 por MMBtu.
Esto representa un gran problema para los productores de la costa este, ya que Rystad espera que los precios por debajo de los 4 dólares EE.UU. por MMBtu sean insuficientes para apoyar la producción de una fuente no convencional como lo es el gas metano de mantos carboníferos (Coal Seam Gas – CSG).
Los productores de CSG han estado protegidos de los bajos precios del gas hasta hace poco, ya que gran parte de su producción se vendió como GNL e indexado al marcador Japan Crude Cocktail (JCC), que proporcionó precios de venta de más de US$8 por MMBtu.
Sin embargo, con el reciente desplome del mercado del petróleo, los futuros del JCC para mayo-2020 han rondado los US$ 30 dólares EE.UU. por barril (bbl), lo que indica que este soporte de precios pudiese desaparecer muy pronto.
Rystad Energy ha estimado que en US$ 30 por barril para el indicador del JCC, los exportadores de CSG a GNL promediarán un precio de venta de unos US$ 4.60 por MMBtu, y el país en su conjunto promediará unos US$ 4.65 por MMBtu.
Cuando se convierten de nuevo a los precios más bajos para el productor que le permitan obtener las mismas ganancias que vendiendo el gas (net back price) en Wallumbilla, un importante centro de comercio de gas para el mercado de la costa este, los precios resultantes serían de unos US$ 2.65 por MMBtu disponibles para cubrir los costos iniciales de estas operaciones de GNL indexadas por petróleo.
La Figura 2 muestra dónde se encuentra este punto de fijación de precios en varias curvas de costos australianas, destacando los volúmenes de producción en riesgo si persiste el entorno de precios bajos.
Como puede verse en la figura 2, aproximadamente el 15% de los activos de gas australianos que están produciendo actualmente no son económicos a los precios netos actuales vinculados al JCC.
Figura 2. Curvas de costos para suministro de gas – precios de equilibrio
Cuando se desglosa esto en la oferta de la costa este y oeste, se observa que la costa oeste se enfrenta mejor con solo el 13% de su producción no comercial a nivel de precios vinculados al JCC, mientras que el 18% de la producción de la costa este estaría en riesgo si los precios actuales continúan.
Los números anteriores se basan en costos de punto de equilibrio, lo que significa que no tienen en cuenta los costes hundidos que no sean como depreciación.
Como estos activos en las curvas ya están produciendo y tienen un mínimo de gastos de capital adicionales, tienen precios de equilibrio relativamente bajos.
La Figura 3 muestra los precios de equilibrio del suministro de gas australiano que se está desarrollando actualmente o en la fase de descubrimiento, así como la curva de costos para todos los recursos de gas restantes de Australia a partir de 2020.
La Figura 3 destaca dos estadísticas alarmantes. Al precio actual del gas neto vinculado al JCC, el 42% de los recursos de gas de Australia a partir de 2020 sería marginal o poco comercial, mientras que un increíble 67% de los recursos descubiertos pero no desarrollados de Australia están en riesgo bajo los niveles actuales de precios.
Figura 3.Curvas de costos para recursos totales y no desarrollados de gas – precios de equilibrio
Afortunadamente, las estimaciones de Rystad Energy no esperan que el entorno actual de bajo precio persista. El análisis del mercado del gas dio como resultado un pronóstico de que los precios del gas a largo plazo en Asia convergerán alrededor de US$7.8 por MMBtu, que es el costo marginal a largo plazo de importar GNL de los Estados Unidos a Asia.
En este punto de precio, los operadores australianos podrían esperar que el precio del gas sea de alrededor de US$ 5.30 por MMBtu para cubrir sus costos iniciales, suficiente para apoyar la producción de más del 95%de los recursos de gas de Australia.
Sin embargo, este análisis pone de relieve cuán vulnerable serían los operadores australianos en un escenario de precios bajos por largo tiempo.
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