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19/06/2013 | ¿Es sostenible el precio del GNL?

De Nuestra Redacción

Después de una expansión ininterrumpida de tres décadas, el comercio mundial de gas natural licuado sufrió su primera baja anual el año pasado. La rara caída en el comercio mundial de GNL se cumple en el primer freno en la expansión de la industria desde 1980 y viene a medida que más países se unan al mercado, ya sea en calidad de exportadores, como Perú y Yemen, o importadores, como Kuwait y Malasia.

 

El informe BP Statistical Review of World Energy 2013 dijo que el comercio de GNL declinó 0.9% en 2012 hasta que Japón compro cantidades récord de la materia prima para compensar la generación de energía nuclear más baja, principalmente por el accidente de Fukushima.  La contracción sigue tras varios años de fuerte crecimiento anual. BG Group, la compañía de gas natural que cotiza en Londres, estima que el comercio mundial de GNL se redujo a 239m de toneladas el año pasado, 3m de toneladas menos desde los 242m de toneladas en 2011. Por el contrario, el comercio se expandió fuertemente en 2009 y 2010, con 40m y 19m de toneladas de flujos adicionales, respectivamente, con Qatar expandiendo la producción y la compra de las importaciones.

El trade de GNL está sufriendo a causa de la menor demanda en Europa en medio de la crisis económica y un cambio en la quema de carbón barato a las centrales eléctricas como el boom de las exportaciones de carbón estadounidense, y la oferta más baja después del mix de los retrasos de proyectos, los cortes y mantenimiento.

Pero es probable que la caída de 2012 sea un problema pasajero a medida que más países se unan a las filas de los exportadores e importadores de GNL. Casi 30 países importan GNL, pero el número va a aumentar ya que naciones como Pakistán, El Salvador, Uruguay, Sudáfrica, Bahréin, Croacia, Filipinas, Jamaica y Lituania planean construir terminales de importación. Indonesia, una vez el mayor exportador mundial de gas natural licuado, ha aprobado planes para comenzar a importar para satisfacer la creciente demanda.

La lista de exportadores también está creciendo, sobre todo con la aprobación de varias plantas de exportación de GNL en Estados Unidos, el comienzo de este verano de la primera terminal en Angola después de más de un año de retraso, y las facilities proyectadas de largo plazo en Israel, Chipre y el este de África, incluyendo Mozambique y Tanzania.

BG Group prevé que el comercio mundial de GNL crecerá en 2013 de una forma relativamente pequeña de 5.4m de toneladas, apoyados por las exportaciones de Angola y las nuevas terminales de Australia, y las importaciones procedentes de Singapur, Malasia y una instalación flotante en el offshore israelí. Los precios de GNL establecieron un record en 2012 ya que el mercado se mantuvo firmemente equilibrado y los costos del petróleo, que ayudan a fijar los precios en Asia, eran altos. BP estima que el precio promedio del GNL para Japón el año pasado fue de 16,76 dólares por millón de BTU, frente a los 14.73 por millón de BTU en 2011. Hace una década, en 2002, los precios del GNL estaban en 4.27 dólares por millón de BTU.

En la actualidad, los mercados de gas natural a nivel mundial no están integrados. Los precios en Arabia Saudita son de 75 centavos de dólar por cada mil pies cúbicos. 3-4 dólares en Estados Unidos y cerca de 12 en Europa, y tan alto como 16-17 dólares en Japón. Esta distinción de precios se basa en los cambios de corto plazo en la oferta y la demanda, que han creado oportunidades de arbitraje a través de exportaciones que traerán precios más cercanos a la uniformidad.

América del Norte podría estar rehaciéndose en un centro de exportación global de gas natural. La malaya Petronas está preparando una inversión de 20 mil millones de dólares en el occidente canadiense. En la costa este de Canadá, Pieridae Energy planea enviar unos 5 millones de toneladas de GNL al año a Europa a través de un acuerdo con la alemana E.ON.

Cuando el presidente Obama se reunió con el presidente ruso, Vladimir Putin, en el Grupo de los Ocho esta semana, debe haber una luz sobre los diferentes enfoques de las dos naciones a las exportaciones de gas natural. Mientras que Rusia continua exportando gas natural y dominando el mercado europeo, Estados Unidos sigue un lento camino a la aprobación de las exportaciones de gas natural.

Hay alrededor de una docena de proyectos que se proponen para la exportación de gas. Energy Burrito tiene la mirada en un estudio reciente de GNL y encuentra que hay muchas razones por las que Estados Unidos está bien posicionado en este mercado, una fuente de estabilidad política que da acceso a precios bajos, estables y, quizás lo más importante, proporcionando a los inversores extranjeros oportunidades de inversión en Estados Unidos. Pero incluso un negocio tan grande y de mayor alcance que el GNL no es impermeable a los vientos económicos que soplan en toda Europa. La menor demanda del endeudado continente ha contribuido directamente a la primera caída en el comercio mundial de GNL durante 30 años, reportó Platts.

Viabilidad de la exportación de GNL estadounidense

A principios de junio, se hizo público un estudio sobre le GNL realizado por ICF International, que fue encargado por API. El informe en si es bastante extenso, pero podemos identificar aquí algunos de los temas claves.

-Beneficios para los compradores internacionales: El informe explica por qué Estados Unidos es una fuente tan atractiva para el GNL: 1) proporciona diversificación geográfica, 2) de una fuente de alimentación políticamente estable, 3) proporciona acceso a precios Henry Hub (para lograr costos del GNL menores y más estables), 4) aumenta la competencia y reduce los precios más en el largo plazo, mientras 5) es una oportunidad para los inversores extranjeros de invertir en el upstream/midstream/facilities de licuefacción involucradas.

Impacto global: La introducción de las exportaciones estadounidenses de GNL podrían reducir los precios entregados en la escala global en 1 a 3  dólares/MMBTU, dependiendo de la demanda global.

Impacto de precios: El aumento del precio promedio se presenta en tres escenarios de exportación, y se ilustra en el siguiente gráfico como base case (4 Bcf/d), middle case (8 Bcf/d), y high case (16 Bcf/d) para 2035. Teniendo en cuenta todo esto, el caso de alta exportación sigue siendo sólo a la espera de añadir 1.02 dólares/MMBTU para los precios del gas natural mayorista, lo que equivale a un cambio aproximado de 4.5% al precio promedio de la electricidad retail. Teniendo en cuenta los indicadores actuales, el caso de las exportaciones del middle case parece el escenario más probable.

 

Impacto en el empleo: Las exportaciones de GNL conducen a un aumento de los trabajos en fabricación, impulsado por la creciente demanda de equipos y materiales necesarios para la producción de gas natural. El crecimiento significativo también se produce dentro de los sectores de fabricación de maquinaria y herramientas, mientras que los sectores de fabricación de hierro y de acero también ven el crecimiento. El impacto total del empleo basado en el escenario de las exportaciones middle para 2035 es la creación de empleos de poco más de 300.000 puestos de trabajo.

El impacto del PBI: Esto se ve, sobre todo, en la forma de ingresos públicos, a través de leyes federales, estatales y los impuestos locales, así como los aumentos del PBI asociados con la actividad económica adicional. Basado en el caso de las exportaciones middle, esto sería aproximadamente 20 mil millones de dólares por año para 2035.

Las tendencias de oferta y demanda de GNL global: Un resumen rápido del comercio mundial de GNL ve que se ha pasado de 17  Bcf/d en 2004 a 32 Bcf/d en 2011. Las exportaciones desde Qatar han crecido más de 2.3 Bcf/d a 9.9 Bcf/d. De cara al futuro, el crecimiento adicional en el comercio de GNL se prevé que sea alrededor de 32 Bcf/d para 2025 (duplicación básicamente), aumentando a un adicional de 45 Bcf/d para 2035. El 39% del crecimiento de la demanda proviene de Asia, con Europa componiendo cerca de un cuarto.

Las tendencias globales de construcción de GNL: 63 instalaciones de exportación de GNL se encuentran en construcción o previstas fuera de Estados Unidos, con una capacidad de exportación combinada de GNL de 50.5 Bcf/d y economía de inicio menores de 9 dólares/MMBTU. Este 50.5 Bcf/d respondería a la proyección de gama baja de la demanda mundial pasado el 2035.

El falso dilema: ¿Expansión química o exportación de GNL

Los fabricantes necesitan cinco años para reforzar las plantas domésticas que se están construyendo para aprovechar el exceso de gas shale barato en Estados Unidos, según un ejecutivo de Dow Chemical, y el país debe tener cuidado en no socavarlo agotando la oferta con las exportaciones. Pero las exportaciones son necesarias, según un economista de ConocoPhillips, para mantener la revolución del gas shale en marcha. Los ejecutivos desacordaron cortésmente en el forum de The Chicago Council on Global Affairs. "Creo que es una opción falsa decir que usar el gas aquí o exportarlo. Creo que podemos hacer ambas cosas", dijo Marienne Kah, economista jefe de ConocoPhillips. "Y la verdad es que so no tenemos un mercado para el gas que no se produce. Usted no va a llegar a tener gas. Va a estar simplemente en el suelo, ya que no será rentable para producir. Que es lo que está sucediendo hoy. Hemos dejado la perforación de dry gas porque no hay mercado".

El gas natural es una materia prima para la industria química y de fertilizantes, lo que haría que los precios más altos presionaran a esos sectores. Las compañías petroleras con operaciones químicas importantes también podían ver este segmento de negocio con éxito, pero ExxonMobil, que promociona la exportación del GNL, ve el aumento de los precios del gas natural como positivo.

Ese exceso de oferta, según el ejecutivo de Dow, Brian J.M. Ames, se deriva de la espera de los fabricantes para ver si el suministro de gas shale, que se disparó con la proliferación de la perforación lateral y la fractura hidráulica en los albores de la década, resultaría confiable. "Hoy hay un exceso de oferta de gas porque necesitábamos a los productores para demostrar que el gas está disponible. Así que eso es lo que ha ocurrido aquí. Hoy ya sabemos que el gas está disponible, por lo que las empresas como la nuestra están realizando inversiones para utilizar ese gas. Pero va a tomar un periodo de unos cinco años hasta que la demanda pueda realmente responder a la oferta".

Los fabricantes que han invertido en nuevas plantas -Ames dice que 123 están en construcción- son vulnerables a las pérdidas si los precios del gas rebotan. Dow planea invertir 4 mil millones de dólares en plantas de etileno y propileno en la Costa del Golfo, que utilizan el gas natural como recurso. "Ahora que el lado de la oferta está realmente demostrado, que está permitiendo a las industrias consumir realmente gas para tomar decisiones de inversión, y ese proceso se está desarrollando, pero este equilibrio entre la oferta y la demanda puede ser frágil en esta industria", dijo Ames, presidente del negocio de olefinas, aromáticos y alternativas de Dow. "Lo hemos visto antes, donde la oferta no vino tan bien como pensé que lo haría, y la demanda ya fue estimulada, y los precios subieron, y llega a ser extremadamente volátil y se convirtió en un problema para los fabricantes de este país".

Según Kah, los estudios han mostrado que las exportaciones de GNL podrían aumentar los precios internos del gas por sólo 1 dólar por millón de BTU, manteniendo el precio del gas shale estadounidense menos de 6 dólares. Ese precio sería estimulante para más perforaciones, dijo, mientras que el gas shale estadounidense seguirá siendo el más barato del mundo.

En un artículo en Huffington Post, Michael Brunde, director ejecutivo de Sierra Club sostiene que las generaciones futuras serán incrédulas de que jamás se haya debatido la conveniencia de aumentar las exportaciones de GNL. Los permisos del Department of Energy consideran exportar hasta un 45% de la producción actual de gas de Estados Unidos. Una vez que las terminales se construyan, los acuerdos comerciales, como Trans Pacific Partnership en curso de negociación podrían hacer difícil o imposible de limitar la cantidad de gas que actualmente se exporta. El resultado será el aumento de los precios internos, así como más perforación de gas natural - principalmente del fracking. Y retoma las críticas a la política energética de Obama. "¿Cómo podemos justificar la adopción de un gran porcentaje adicional de las reservas de combustibles fósiles de Estados Unidos y venderlos al extranjero con fines de lucro a costa de innumerables generaciones futuras?".

Japón, ni dependencia del GNL, ni dependencia de la energía nuclear

Japón pagó 75.4 billones de dólares el año pasado por el GNL, a un precio promedio de 16.60 dólares por millón de BTU. Los políticos, economistas y los grocers japoneses piensan que eso no tiene sentido.  Las 10 principales compañías eléctricas de Japón consumen 347,020 b/d de crudo y fuel oil en mayo, un 24,9% más que hace un año, como resultado de una mayor producción nuclear en el mes, según datos de Federation of Electric Power Companies. Las utilities consumieron 4.212 millones de mt de GNL el mes pasado, una baja del 4,5% año a año. En mayo, las empresas eléctricas generaron 68.510 GWh de electricidad, una baja del 0.8% respecto del año anterior - la quinta caída mensual consecutiva en la generación de energía, dijo FEPC. Las tasas de operación de las centrales nucleares fueron 5,2% en mayo, frente al 0,3% del año anterior.

La generación de electricidad a partir de las centrales térmicas de las utilities fue de  48,581 GWh, una caída del 3,2% año a año, mientras que la producción nuclear aumentó 1,595.8% de año a año a 1,776 GWh. La producción de la energía nuclear de las utilities japonesas "en mayo fue significativamente mayor que hace un año, ya que la producción nuclear del país cayó después que Hokkaido Electric cerró el reactor nuclear Nº 3 de Tomari (912 MW) por mantenimiento el 5 de mayo”. De los 50 reactores en Japón, sólo dos estaban actualmente en funcionamiento -los reactores de Kansai Electric en Ooi, en la prefectura Fukui- que representan 2,32 GW de capacidad nuclear total de los 46.15 GW. Las utilities de energía japonesas compraron 4.170 millones de toneladas de GNL en mayo, una caída del 11,6% en la relación año a año.

FUEL CONSUMPTION BY JAPAN'S 10 MAJOR POWER COMPANIES

May-13

May-12

% change

LNG (mt)

4,212,234

4,411,805

-4.5

Crude (b/d)

190,265

241,377

-21.2

Fuel oil (b/d)

156,755

220,927

-29.0

 

 

Así que Asia está tratando de reducir los precios del GNL lo más rápido posible. La teoría de la oferta y la demanda básica dice que la inundación de nueva oferta en todo el mundo va a bajar los precios con el tiempo. Pero los bajos precios no son sólo producto del crecimiento de la oferta. También son la transparencia.

Los precios del GNL están largamente relacionados con el precio del petróleo -con el precio del gas de aproximadamente un 13% del precio del Brent, con los detalles determinados en negociaciones de contratos confidenciales. Los consumidores asiáticos están cansados de esta relación, sobre todo porque ha significado precios que son cuatro veces más altos en Asia que en América del Norte. Es un hecho que la separación del GNL de los precios del petróleo Henry Hub hace una gran diferencia para los compradores asiáticos. Por ejemplo, Cheniere acordó vender 1.6 a 1.8 mtpa a Korean Gas por 3 dólares por millón de BTU más una prima del 15% a los precios Henry Hub. Contexto: El 30 de abril, el 13% del Brent sería igual a 13,47 dólares/mcf. El mismo día que el acuerdo, Cheniere tendría que pagar a Korean Gas 7.51 dólares/mcf. Esta es una gran diferencia. Cheniere firmó un acuerdo, indexado a Henry Hub, similares con otros tres compradores.

Sin embargo, Asia no sólo quiere bajar los precios en los acuerdos individuales. No, los compradores asiáticos quieren que el mercado determine la cantidad de GNL que vale la pena, están convencidos de que el mercado va a empujar hacia abajo los precios del GNL rápidamente con las olas de nueva oferta en el horizonte. Ellos pueden o no estar en lo cierto en esto. Los contratos futuros son maneras de mercados que determinan la cantidad de un commodity vale la pena. Para el GNL este sistema también podría mejorar la credibilidad de la información de precios y actuar como una herramienta de valiosa cobertura.

Japón está presionando para un mercado de futuros de GNL y el potencial de la oferta canadiense podría ser el primero en conseguir un precio así. No son sólo palabras. En marzo, el Ministry of Economy, Trade, and Industry (METI) de Japón anunció un plan para poner en marcha el contrato de futuros de GNL en el Tokyo Commodity Exchange en dos etapas a partir de 2014. El primer paso sería un contrato liquidado en efectivo, con acuerdos basados en el precio de contado de la última sesión del mes. Estos futuros liquidados en efectivo podrían venderse hasta por un año hacia adelante y se basan en dólares y toneladas métricas.

Dadas las diferencias entre los precios mundiales actuales, es rentable el envío de GNL a Japón desde Estados Unidos. Suponiendo un precio de mercado en Estados Unidos de 4 dólares por millón de pies cúbicos, este es el costo adicional aproximado es de 6,40 dólares para licuar, transportar y volver a gasificar en un punto de entrega en Japón, más del doble del precio. Aun así, se sigue generando un beneficio saludable de 6.60 dólares por mil pies cúbicos. Esta oportunidad lucrativa no pasará desapercibida por Australia, África oriental e incluso los proveedores canadienses de gas natural, todos los cuales tienen importantes reservas de gas natural y están igual o mejor posición logística para enviar a Japón que Estados Unidos.

En pocas palabras, la eventual sincronización de la oferta y la demanda servirá para moderar tanto la demanda para la exportación desde Estados Unidos, como presionar a la baja a los precios del gas natural. De la misma manera que el petróleo crudo se ha convertido en un mercado global, también lo hará el gas natural. Estos ocurrirán como resultado directo de los nuevas e importantes descubrimientos de gas natural y la eventual producción en Australia, África del Este y probablemente China y tal vez otros países también. Estos países tratarán de exportar sus excedentes, o en el caso de China, reducir su necesidad de importar. En su conjunto, estos nuevos suministros servirán para mantener un tope en los precios del gas natural estadounidense, que según la investigación de la University of Texas, San Antonio (así como la investigación independiente conducida por James Henderson del Oxford Institute for Energy Studies) estima que eventualmente estará en el rango de 5-6 dólares.

En el largo plazo, la dinámica del mercado -que incluye la posibilidad de exportar sin incertidumbres o restricciones- será la mejor gestión de la oferta global y las curvas de demanda por el gas natural. La evidencia sugiere fuertemente que las exportaciones se limitan simplemente a tener el efecto no deseado de limitar la oferta también.

Brasil sigue pagando caro el gas importado

La señal amarilla en las reservas en ese inicio del año reforzó la importancia de las termoeléctricas movidas a gas natural en la matriz eléctrica del país. Responsables actualmente por cerca de un 20% de la energía consumida en Brasil, esas centrales deberán reforzar su papel en la planificación energética de esa década e inicio de la próxima. En un escenario en que la oferta del insumo está equilibrada con la demanda, eso puede representar un desafío para los grandes consumidores industriales que quisieran usar el producto en contratos firmes en el medio y largo plazo.

Hoy las térmicas están generando la plena carga y respondiendo por cerca de un 20% del consumo brasileño. En febrero de 2012, cuando las reservas estaban en nivel bien por encima de la curva de seguridad, el consumo de gas natural para esas usinas llegó a seis millones de metros cúbicos diarios, mientras actualmente está cerca de 30 millones de metros cúbicos por día. Para llegar a ese volumen, industrias que tenían contrato de gas interrumpibles o que tenían hornos biocombustible tuvieron que intercambiar de insumo, mientras contratos de Gas Natural Licuados (GNL) fueron acelerados.

El próximo mes, en mayo, fin del periodo de lluvias, el gobierno deberá discutir cuando serán desconectadas. A pesar de aún no haber una posición sobre el asunto, especialistas creen que continuarán accionadas hasta diciembre, para asegurar mayor seguridad del sistema en 2014, año en que Brasil recibirá la Copa del Mundo de Fútbol y en que serán realizadas elecciones presidenciales en el segundo semestre. "Creo que tendrán que funcionar hasta el fin del año con las reservas en los niveles más bajos en diez años", afirma el presidente de la Thymos Energía, João Carlos Mello.

"El mercado de gas natural debe permanecer con la oferta muy poco alterada en los próximos tres o cuatro años y lo que podrá venir de aumento deberá tener como prioridad el sector eléctrico. Una duda a lo largo de los próximos años será: la oferta creciente irá para las térmicas, para las industrias, para exportación? Habrá gas para todos?", dice Fernando Camargo, director de  LCA Consultores. Camargo dice que su consultoría trabaja en un estudio de viabilidad económica de una empresa de química aplicada en semiconductores que está interesada en abrir una fábrica en Brasil. Los procesos industriales de esa compañía consumen mucha energía eléctrica, mientras también consume gran cantidad de gas. "La competitividad del gas es una traba, así como la cuestión de la oferta, porque en el corto y medio plazo es preciso estudiar maneras de driblar la escasez y alza del precio, porque no se puede contar con certeza con el insumo, ya el gas natural podrá tener una presencia cada vez más importante en la generación de electricidad", dice Camargo.

Publicada en marzo, la resolución número 3 del Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) establece nuevas determinaciones para el despacho de las usinas térmicas en el sistema intercomunicado, lo que tiende a posicionar ese tipo de fuente en un nivel diferenciado. "Esa determinación pasa a valorar más la energía térmica, lo que deberá hacer con que los grupos pasen a adoptar una planificación hidrotérmico más vigoroso", destaca Mello. "Grupos con mayor presencia de energía hidroeléctrica podrán tener que invertir más en térmicas para hacer un mix en sus portfolios", destaca Camargo. En los road shows para inversores, realizados en Brasil y en el exterior, el gobierno estima, en los prójimos cinco años, la contratación de 1.500 MW de térmicas a gas natural, lo que podría rendir una inversión de R$ 2,9 billones. Un número que puede aumentar caso nuevas descubrimientos sean realizados. "Hoy tenemos un cuello de botella en la oferta de gas, pero hay perspectivas de gas no convencional, lo que podremos ver en la ronda de subastas de bloques de crudo y gas a ser hecha por la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) ese año", dice Tolmasquim.

Offnews.info (Argentina)

 



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