La pandemia reduciría el crecimiento mundial a 1.4%
Las secuelas del coronavirus se sentirán durante largo tiempo, la recesión económica muy probablemente será una de ellas, una mayor contracción económica mantendrá en caída la demanda de energía, en particular la demanda de gas natural.
La economía mundial sufrirá los efectos durante años y es poco realista pensar que se recuperará rápidamente, así lo advirtió Ángel Gurría, Secretario de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE).
A principios de marzo de 2020 la OCDE preveían que la pandemia de coronavirus reduciría el crecimiento mundial a 1.4% este año, esta cifra es ahora obsoleta y demasiado optimistas.
En noviembre, antes de que surgiera el Covid-19, la OCDE estimaba que el Producto Interno Bruto (PIB) mundial crecería este año un 2.9%.
En lo que respecta a los requerimientos globales de gas natural se verán notablemente disminuidos a causa de la pandemia y aunque no estarán tan afectada como la demanda de petróleo, se estima que en 2020 los precios internacionales del gas alcanzarán promedios más bajos de lo que se había esperado anteriormente para 2020.
Los precios en Europa del índice TTF (Title Transfer Facility) para 2020 se prevén ahora en US$ 3.2 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), lo que equivale a una caída de US$ 0.62 por MMBtu con respecto al pronóstico realizado por Rystad Energy para febrero de 2020.
Del mismo modo, la previsión de precios para las ventas spot (al contado) en el mercado asiáticos se ha revisado a la baja a US$ 3.80 por MMBtu. La menor previsión se basa en la disminución de la demanda mundial proyectada a lo largo del año como resultado de la caída de la actividad comercial e industrial, que contribuirá a al debilitamiento del mercado.
Las proyecciones de los precios para 2021 y 2022 también se han revisado a la baja en cuanto a un menor crecimiento económico y que se mantendrá un amplio suministro de GNL.
Debido a la estrepitosa caída de los precios del petróleo y la revisión a la baja realizada por Rystad Energy en la previsión de precios del petróleo, la indexación del gas a los precios del petróleo también ha sido revisado a la baja.
De acuerdo con esta nueva previsión, los precios indexados al petróleo para 2020 se estiman en US$ 7.45 por MMBtu, lo que representa una baja de 4%.
En la mayoría de los contratos, la efectividad de los precios bajo la modalidad de indexación al petróleo tiene un retraso de seis meses, por lo que se espera que el precio indexado al petróleo alcance la parte inferior de precios en 2021, cuando puede llegar a un nivel de US$ 5.68 por MMBtu, que es US$ 1.05 por MMBtu por debajo del pronóstico anterior, en términos porcentuales esto es menos 16%.
De igual modo Rystad Energy proyecta que por un periodo de tiempo prolongado, los precios de gas del Henry Hub en Estados Unidos se mantienen por debajo de US$ 2.5 por MMBtu, el promedio para 2020 se estima en US$ 1.94 por MMBtu y para 2021 un alza hasta los US$ 2.43 por MMBtu.
Rystad Energy espera que las condiciones fundamentales del mercado mundial permanezcan débiles hasta 2022, cuando los precios comiencen a fortalecerse significativamente a medida que el crecimiento de la demanda de GNL supere la capacidad de licuefacción debido a retrasos en la aprobación de proyectos. Rystad Energy pronostica un saldo ajustado de disponibilidad de GNL en el mercado en 2024 y 2025, lo cual traerá un repunte en los precios.
Después de este período, en 2026 y 2027, se vislumbra un riesgo a la baja para los precios, impulsado por la posible sobreinversión realizada en 2019 a medida que comienzan a salir al mercado nuevos suministros. Sin embargo, la proyección de los precios durante este período es más favorable que la estimación anterior, ya que el menor número de proyectos de licuefacción que avanzan ayudará a mantener un mejor equilibrio del mercado.
Gran parte de las pérdidas de demanda de este año provienen del limitado apetito por el GNL, con compradores reduciendo los pedidos motivado a que los precios bajos a veces hacen que el transporte marítimo sea antieconómico, todo en medio una marcada reducción de la actividad industrial y comercial, así como de un exceso de oferta.
Como resultado de la menor demanda y los bajos precios, los exportadores han tenido que ajustar su producción de GNL, y Estados Unidos es uno de los países que verán el mayor impacto en las exportaciones de GNL.
El volumen del denominado feedstock gas (feedgas), que es gas seco utilizado como materia prima para GNL, y que fluye en las plantas de licuefacción en la costa del Golfo de Estados Unidos se ha desacelerado durante los últimos dos meses, con algunos redirigidos al consumo interno, impulsando el cambio de carbón a gas en el sector de la energía.
El Feedgas alcanzó un pico de 9,502 millones de pies cúbicos por día (MMcfd), o alrededor de 269 millones de metros cúbicos por día (MMcmd) el 31 de enero y ha estado en una tendencia decreciente desde entonces, promediando en 7,900 millones de pies cúbicos (224 MMcmd) en marzo.
El gas de alimentación en la planta Sabine Pass LNG ubicada en Houston, Texas, ha disminuido de 4,227 MMcfd (120 MMcmd) el 31 de enero a tan solo 1,743 MMcfd (49 MMcmd) el 17 de marzo.
Aunque las exportaciones de GNL de los Estados Unidos han disminuido, la demanda del sector eléctrico siguió aumentando en marzo, impulsada por los bajos precios del gas. La demanda de gas estadounidense del sector de la energía ha alcanzado recientemente cerca de 32 mil millones de pies cúbicos por día (Bcfd), o un aumento interanual del 30%.
Sin embargo, a medida que el epicentro de Covid-19 se mueve de Europa a Estados Unidos, se ha podido ver una caída en la demanda de gas por parte del sector de generación de energía eléctrica y otros sectores, agregando más presión a la baja para los precios de Henry Hub.
En el lado de la producción, en los Estados Unidos, Rystad Energy espera que la producción bruta de gas natural caiga de 116 Bcfd en el cuarto trimestre de 2019 a unos 108 a 109 Bcfd en el mismo período de este año.
En un escenario de precio del petróleo de US$ 30 WTI, la producción de gas seco del Pérmico pudiese disminuir en más de 400 MMcfd, incluso antes de fin de año, y podría caer en otro 1 Bcfd entre 2021 a 2022, si los precios del petróleo no mejoran. Si bien este ritmo de declive puede no sonar significativo, es una gran diferencia en comparación con la expectativa original de crecimiento de 4 Bcfd durante 2020 a 2022.
Lo más probable es que los oleoductos Permian Highway y Whistler sigan en línea y logren tasas de utilización adecuadas, pero la utilización de algunos oleoductos legados y la necesidad de futuros proyectos están ahora en grave riesgo. La menor producción de gas de los pozos asociados podría ayudar a equilibrar el mercado y empujar los precios de Henry Hub de nuevo a US$ 2 por MMBtu hacia el final del 2020.
