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.

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.