El suministro de gas natural licuado al creciente mercado asiático se ha encarecido este año para los productores estadounidenses, según revela un informe de Rystad Energy.
Aun así, es poco probable que los exportadores estadounidenses repitan los cierres relacionados con los costes del año pasado, ya que la demanda mundial ha repuntado hasta alcanzar fuertes niveles. Por el contrario, las exportaciones de GNL de EE.UU. alcanzaron un récord mensual de 6,5 millones de toneladas en mayo y podrían seguir aumentando hasta alcanzar nuevos máximos.
Rystad Energy estima que el coste marginal a corto plazo (Short-run marginal cost, SRMC, por sus siglas en inglés) de las exportaciones de GNL de EE.UU. al mercado asiático ha subido a unos 5,60 dólares por MMBtu a partir de junio de 2021, un 65% más que los 3,4 dólares por MMBtu de mediados de 2020 y un 30% más que la media del año pasado de 4,30 dólares por MMBtu.
Los SRMC de los proyectos de licuefacción actualmente operativos en todo el mundo han subido este año debido a un salto en los costes de transporte del GNL, impulsado por el aumento de las tarifas de flete y los costes del combustible. Además, los costes en EE.UU. también se han visto impulsados por la recuperación de los precios nacionales del gas.
A pesar de que el año pasado se redujo el SRMC del GNL a Asia, Estados Unidos seguía siendo el proveedor más caro del mundo. Cuando los precios del gas TTF en Europa y los precios al contado del GNL en Asia cayeron por debajo de los 2 dólares por MMBtu a mediados de 2020, las exportaciones de EE.UU. fueron las que más se resintieron, lo que provocó cierres al cancelar los compradores los cargamentos. Rystad Energy estima que unas 12 Mt de exportaciones de GNL de EE.UU. se cerraron el año pasado como resultado de la caída del mercado.
“No vemos ningún signo de cierre de GNL en 2021, pero sí vemos un cambio en el SRMC del GNL global y en las curvas de coste de suministro. En cambio, la producción de GNL de EE.UU. alcanzará 72 Mt en 2021, su nivel anual más alto registrado, bajo el supuesto de que no se produzcan cierres”, afirma Sindre Knutsson, vicepresidente del equipo de mercados de gas de Rystad Energy.
Sin embargo, a pesar del importante aumento de los costes, Estados Unidos no es el proveedor más caro de Asia este año. La vuelta del GNL egipcio al mercado ha hecho que el país norteafricano asuma el papel de proveedor marginal de GNL, con un SRMC de unos 6,30 dólares por MMBtu. Aun así, se espera que la fuerte demanda de 2021 absorba incluso estos costes, ya que los precios asiáticos del GNL al contado rondan los 12 dólares por MMBtu.
Mientras tanto, los elevados costes de transporte también afectan a los productores situados más cerca de Asia. Por ejemplo, el coste medio del transporte de GNL qatarí a Tokio (Japón) ha aumentado hasta los 0,90 dólares por MMBtu en 2021 desde los aproximadamente 0,75 dólares por MMBtu en 2020. En comparación, la entrega de GNL estadounidense a Tokio ha experimentado un aumento de los costes de viaje hasta unos 1,90 dólares por MMBtu en 2021 desde los 1,45 dólares del año pasado (ya incluidos en el SRMC estadounidense).
Algunos proyectos de GNL son rentables aunque los precios sean cero
El SRMC de los proyectos de licuefacción no es el único aumento de precios importante que ha influido en el mercado del GNL últimamente. Si se tienen en cuenta los ingresos por líquidos antes de impuestos, muchos proyectos integrados de GNL han visto mejorada su competitividad durante 2021 gracias al aumento de los precios del petróleo. Los ingresos por líquidos antes de impuestos se calculan como los ingresos antes de impuestos procedentes de la actividad petrolera de los activos upstream que alimentan las plantas de GNL, divididos por la producción de GNL.
De este modo, el coste variable del GNL puede compensarse con los ingresos de la producción de petróleo. Por ejemplo, el tren 1 de GNL de Qatargas tiene un coste variable estimado de producción de GNL de 1,60 dólares por MMBtu. Si se tienen en cuenta los ingresos por líquidos antes de impuestos procedentes de la producción de petróleo, los costes se compensan con los ingresos por petróleo de unos 2,60 dólares por MMBtu, lo que reduce los costes netos a 1 dólar por MMBtu. De este modo, proyectos como el Tren 1 de GNL de Qatargas cubrirían sus costes incluso si los precios del GNL bajaran a cero.
Sin embargo, no hay indicios de que los precios bajen a cero este año, ni siquiera a niveles cercanos al SRMC del GNL egipcio, de 6,30 dólares por MMBtu. El mercado del GNL parece robusto a corto plazo debido a la recuperación de la demanda de GNL en Asia y Europa, apoyada por la elevada demanda de reabastecimiento, los altos precios del CO2 y las exportaciones de gas por gasoducto ruso a Europa, inferiores a las previstas.
“En general, el mercado está viendo muchas fuentes de GNL de bajo coste. De los 393 Mt de GNL que esperamos que se produzcan en 2021, más de 300 Mt, o el 75%, pueden suministrarse a un coste inferior a 3 dólares por MMBtu, incluyendo la entrega a Asia. Además, 225 Mt pueden entregarse al mercado a un precio inferior a 2 dólares por MMBtu. Esto demuestra la diversidad del mercado del GNL en comparación con otros combustibles, y también ilustra por qué el GNL demostró ser tan robusto durante 2020, cuando Covid-19 llegó al mercado con toda su fuerza”, concluye Knutsson.
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