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WSJ: Poco stock y altos precios del carbón para térmicas en EE.UU.
WSJ/ENERNEWS

Los precios del carbón en Estados Unidos suben a su nivel más alto en más de una década en medio de la disminución de las reservas

02/12/2021

RYAN DEZEMBER

Las pilas de carbón en las centrales eléctricas se han reducido a su punto más bajo desde la década de 1970, y la carrera por acumular inventarios antes de la temporada de calefacción ha llevado los precios del carbón térmico nacional a sus niveles más altos en más de una década.

El carbón de los Apalaches Centrales alcanzó los US$ 100 la tonelada este otoño, el doble del precio de hace un año y el más alto desde que se dispararon los precios de los combustibles fósiles en 2008, según S&P Global Platts.

El carbón de la cuenca del río Powder, que se extrae en Wyoming y Montana y produce menos energía cuando se quema, este mes alcanzó los US$ 35 por tonelada corta. Antes de septiembre, los precios más altos del río Powder en los datos de la empresa, que se remontan a 2001, eran aproximadamente un tercio de lo que son ahora.

Incluso a precios tan altos, no hay mucho carbón disponible en el mercado spot (mercado público donde los instrumentos financieros, los productos básicos o materias primas son negociados para su entrega inmediata).

El carbón ha perdido cuota de mercado frente al gas natural, los parques eólicos y las instalaciones solares durante la última década, secando el financiamiento para la producción especulativa. Las mineras venden la mayor parte de su producción por adelantado.

“Tienen un nivel establecido que están trabajando para cumplir. Todo lo que sea sobre ese nivel es un desafío de producir”, afirmó Wendy Schallom, analista senior de carbón y energía de S&P Global Platts Analytics.

Los congestionados puertos y ferrocarriles dificultarían la entrega, incluso si saliera más carbón de las minas, agregó.

Los suministros son tan bajos que PJM Interconnection LLC, que opera la red eléctrica que atiende aproximadamente una quinta parte de todos los residentes de Estados Unidos, ha tomado medidas para conservar carbón para los días más fríos de este invierno.

PJM dijo que hasta abril la organización permitirá el cierre de las plantas de vapor si tienen menos de 10 días de carbón disponible. El desencadenante es normalmente 32 horas de suministro de carbón en el territorio de PJM, que incluye la totalidad o parte de 13 Estados del este y el Distrito de Columbia.

Los inventarios en el sector eléctrico de EE.UU. son aproximadamente dos tercios del promedio de cinco años para esta época del año, según la Administración de Información de Energía (EIA). Richard Nixon estuvo en la Casa Blanca la última vez que había tan poco a mano, según muestran los datos de la EIA.

La cuota en el mercado y la producción del carbón han disminuido desde que los frackers (los que fracturan hidráulicamente el suelo o las rocas para extraer gas) inundaron el mercado con un barato gas natural hace una década y, más recientemente, el costo de producir energía renovable ha disminuido, lo que también contribuyó a esto.

El gas natural superó al carbón como principal combustible de generación de energía hace cinco años. En 2019, Estados Unidos consumió más energía renovable que carbón por primera vez desde 1885, cuando la madera era el principal competidor del carbón. El sector eléctrico de EE.UU. ha retirado alrededor de un tercio de su capacidad de generación a carbón desde 2010, y se planean más cierres de plantas.

Sin embargo, el carbón sigue siendo una fuente importante de generación de energía, que sirve como combustible compensatorio para aumentar el de otras fuentes cuando la producción de fuentes renovables, como la de los parques eólicos, es insuficiente o los precios del gas natural son altos, como lo son hoy.

Este verano se quemó mucho carbón para alimentar el aire acondicionado durante una de las épocas más calurosas registradas. La sequía del oeste redujo la producción de energía hidroeléctrica y el carbón cubrió parte del déficit de generación de energía, junto con el gas natural.

El precio del gas, que inició la temporada de calefacción en su nivel más alto en más de una década, ha hecho que el cambio al carbón sea atractivo para los productores de energía que pueden quemar ambos.

El carbón de los Apalaches Centrales ha costado últimamente US$ 3,59 para generar un millón de unidades térmicas británicas. A pesar de perder un 28% desde su peak en octubre, los futuros del gas natural terminaron el martes en US$ 4.567 por millón de unidades térmicas británicas.

La EIA dice que el 2021 marcará el primer aumento interanual en la generación nacional de carbón desde 2014. Se espera que el carbón termine con una cuota de mercado del 23% este año, arriba del 20% en 2020.

Se mantiene el pronóstico de que la cuota del carbón disminuirá con el tiempo. Pero, por ahora, la fuerte demanda y el aumento de los precios han impulsado a las mineras, cuyas acciones hace un año parecían haber quedado sepultadas por la transición a las energías limpias.

Las acciones mineras han estado entre las de mejor desempeño del mercado en 2021. Durante el último año, las acciones de Peabody Energy se han multiplicado por siete, mientras que las de Consol Energy se han más que triplicado, en comparación con un aumento del 26% en el índice bursátil S&P 500.

Aunque las empresas no han tenido mucha producción sobrante para vender a los altos precios de hoy, Schallom dijo que el aumento del otoño se produjo mientras las mineras estadounidenses están negociando acuerdos de suministro para el próximo año y más allá, estableciendo barreras más altas para la negociación.


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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