Los últimos 18 meses han sido un viaje salvaje para los precios del gas natural, así como para el resultado final de los inversores y las empresas que están sujetas a sus giros.
Los precios al contado en los centros de producción y demanda de los EE. UU. han batido récords de volatilidad en los últimos meses, mientras que los productores han revertido su curso de cobertura ante el colapso de los precios del gas.
Los próximos años auguran más de lo mismo.
“Creo que la volatilidad llegó para quedarse en el futuro previsible”, dijo a Argus Paul Diamond, analista de Citi. “Los problemas subyacentes que causaron ese cambio radical en los últimos 24 meses no van a desaparecer”.
Si uno mide la volatilidad por la cantidad de días en que un activo se mueve en más del 7% en valor, 2022 fue el año más volátil para los precios del gas natural desde al menos el comienzo de la era del esquisto. En 2022, el precio de la entrega diaria en el punto de referencia estadounidense Henry Hub en Luisiana aumentó o disminuyó más de un 7% en 65 ocasiones, la mayor cantidad de cualquier año desde al menos 2009, según un análisis de Argus.
Hasta ahora, Henry Hub lo ha hecho 21 veces este año. A ese ritmo, 2023 será más volátil que 2022.
Cómo volvió la volatilidad a los mercados del gas
Después de que la revolución del esquisto de la década de 2000 trajera técnicas baratas y eficientes para aumentar la producción nacional de gas, incluida la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, o “fracking”, los precios del gas en EE. UU. disfrutaron de una larga década de baja volatilidad. En promedio, el índice de referencia de EE. UU. solo se movió en más del 7% en 17 días al año entre 2009 y 2021, aproximadamente un tercio de la tasa de 2022.
Ese período de relativa estabilidad de precios terminó en algún momento alrededor del cuarto trimestre de 2021, cuando los precios subieron debido a un aumento inesperado en la demanda de energía y exportaciones de GNL récord. A pesar de la escasez de suministros y los altos precios, los productores en su mayoría cumplieron sus promesas a los inversionistas de mantener la disciplina de capital y se negaron a aumentar la producción al ritmo de la demanda.
Los productores se apegaron a su guión incluso cuando Rusia invadió Ucrania en 2022, amenazando el suministro de gas a Europa y provocando una crisis energética global en la que el apetito extranjero por el gas estadounidense se disparó, elevando aún más los precios.
El precio del mes inmediato, el precio de la entrega de gas todos los días en el siguiente mes calendario, para Henry Hub en diciembre de 2021 promedió $ 3.86/mmBtu. En mayo de 2022, el precio era más del doble, a 8,16 $/mmBtu. Promedió más de $7/mmBtu en los meses siguientes, alcanzando un máximo de $9,68/mmBtu el 22 de agosto, el más alto desde el 23 de julio de 2008.
Cuando la terminal de exportación de GNL de Freeport de 2 Bcf/d (57 millones de m3/d) en Texas dejó de funcionar en junio después de un incendio, el consumo récord de gas mantuvo los precios a flote incluso cuando el suministro interno aumentó instantáneamente. Sin embargo, cuando el consumo se estabilizó a medida que cayó la demanda de enfriamiento, los precios comenzaron a caer, aislados del caos en el extranjero por la ausencia de capacidad de exportación de GNL. La caída de precios se aceleró cuando EE. UU. experimentó una demanda de calefacción históricamente baja en enero y febrero, lo que llevó los inventarios de un déficit a un superávit al promedio de cinco años.
En los dos meses que terminaron ayer, el precio del mes puntual de Henry Hub promedió $2.47/mmBtu.
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Por qué la volatilidad podría haber llegado para quedarse
Si bien parte de la volatilidad de los últimos meses se ha debido a eventos imprevistos (la guerra en Ucrania, el incendio en Freeport LNG, un clima históricamente templado), se espera que gran parte de la volatilidad por venir surja debido a la incertidumbre estructural que actualmente se está generando en el gas. mercado.
Una parte de esa incertidumbre es el precio que alcanzarán el petróleo crudo y el gas cuando las terminales de exportación de GNL comiencen a funcionar a fines de 2024 y más allá. Por ejemplo, si los precios del petróleo son bajos y los productores en el Pérmico responden retirando la perforación, eso reducirá la producción de gas asociado, lo que podría privar a las terminales de GNL. Los bajos precios del gas también podrían reducir la producción en Haynesville, lo que sería difícil de compensar en los esquistos de Marcellus y Utica, donde la capacidad de extracción de gasoductos limita el crecimiento de la producción.
Si las terminales de GNL se retrasan, los precios podrían caer a medida que la oferta interna se adelanta a la demanda.
“A medida que agregamos más demanda de GNL a lo largo de la costa del Golfo, el tiempo entre las instalaciones de GNL, los oleoductos para alimentarlos y la producción para satisfacer la nueva demanda, todo tiene que estar sincronizado”, dijo a Argus el analista de BTU Analytics, Connor McLean. “Si el tiempo falla para cualquiera de esas piezas, es probable que veamos que el mercado reacciona con fuerza hasta que las otras piezas se pongan al día”.
Además de la incertidumbre, el cierre constante de las centrales eléctricas de carbón ha reducido la capacidad de las empresas eléctricas para cambiar de carbón a gas cuando los suministros de uno u otro están limitados. Y mientras el consumo de gas continúa aumentando, la oposición regional a la construcción de nuevos gasoductos ha llevado a una desaceleración en la expansión de la capacidad de los gasoductos.
La mayor dependencia del gas puede hacer que los participantes del mercado reaccionen con más fuerza a las señales de precios de lo que lo harían de otra manera.
Noticia tomada de: Argus Media / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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