ANAHÍ ABELEDO

Una pregunta crítica para la industria global de GNL en 2023 es cómo recalibrar y reequilibrar el mercado tras los precios récord y el cambio en los flujos comerciales de 2022. En respuesta a la repentina reducción de las importaciones por oleoductos Rusia, los compradores europeos recurrieron al mercado de GNL, y esas importaciones aumentaron en 49 millones de toneladas métricas (MMt), o 63% año a año (a/a). Pero este reemplazo tuvo un costo y se generaron tensiones entre la producción y la demanda. Un año decisivo para que Argentina se convierta en un eje de integración del mercado gasista en el Cono Sur.

 A pesar de los modestos aumentos de la oferta previstos, hay indicios de que el precio actual de este año será más bajo y menos propenso a los máximos dramáticos de 2022, aunque aún sostenido por encima de los niveles históricos típicos.

Los nuevos proyectos de licuefacción suelen tardar de cuatro a seis años en ponerse en marcha desde que se toma la decisión de inversión (FID). Debido a esta “ley de los largos plazos de entrega”, el suministro mundial de GNL no se pudo aumentar dentro del año para satisfacer la demanda incremental de esta magnitud.

"El crecimiento de las necesidades europeas de GNL solo podría satisfacerse desviando la oferta que de otro modo habría ido a otros mercados, presionando al alza los precios mundiales", dice S&P Global Commodity Insight en su informe "S&P Global - Living Without Russian Gas".

 Las importaciones en China y el Sur de Asia cayeron significativamente. Los compradores de estos mercados limitaron sus compras en un entorno de precios extremadamente altos,  parte del suministro contratado a largo plazo a Europa fue desviado.

Esta estrechez del mercado prevalecerá durante los próximos años. Una desaceleración en la licuefacción significa que habrá poco suministro nuevo en línea hasta la próximo gran ola de proyectos de GNL, que llegaría a partir de 2025–26.

Se espera que las exportaciones globales de GNL crezcan en un 1% internualmente en 2023.

NUEVOS PROYECTOS, SUMINISTRO Y PRECIOS
El nuevo suministro de GNL debe estar en línea a partir de proyectos flotantes que comienzan en África (Gran Tortuga en Senegal-Mauritania, Coral Sur en Mozambique y Congo- GNL flotante de Brazzaville, FLNG), México (Fast LNG Altamira) e Indonesia (Tangguh Tren 3).

Estos proyectos aportarán un total estimado de 6,4 millones de toneladas métricas por (MMtpa) de nueva capacidad de suministro de GNL en línea en 2023 y otros 5,3 MMtpa en 2024 después de alcanzar la capacidad máxima.

También habrá un aumento en el suministro de GNL de EE.UU., con el crecimiento continuo de las exportaciones del proyecto Calcasieu Pass que comenzó en 2022 y el regreso de Freeport LNG después de una interrupción prolongada.

Esto compensará el potencial descenso de otros exportadores, particularmente Rusia.

A pesar de los modestos aumentos de la oferta, hay indicios de que el precio actual de este año será más bajo y menos propenso a los máximos dramáticos de 2022, aunque aún sostenido por encima de los niveles históricos típicos.

Se espera que las importaciones europeas de GNL tengan una caída de los niveles récord de 2022 debido a un menor requisito para rellenar el almacenamiento después de un leve clima invernal y la continua debilidad de la demanda.

Como resultado, hay espacio para un retorno a crecimiento en los mercados de Asia Pacífico. Se espera que las importaciones en China aumenten a medida que la economía se recupera tras el fin de las medidas de cero-COVID, aunque la demanda de GNL probablemente se mantenga muy por debajo de los niveles de 2021.

Los compradores chinos aún no parecen dispuestos a absorber volúmenes significativos de cargas puntuales a menos que los precios bajen mucho más.

Este período de precios altos tendrá ramificaciones a más largo plazo para el balance global de GNL.

Los altos precios al contado y un mayor enfoque en la seguridad del suministro llevaron a los compradores a registrarse a un nuevo volumen récord de contratos firmes a largo plazo, incluidos 53 MMtpa para GNL de proyectos pre-FID, predominantemente exportaciones estadounidenses.

Estos contratos ayudarán a desbloquear financiación y demostrar la demanda de otra ola de proyectos de suministro para venir a mercado.

Los proyectos con una capacidad total de 32 MMtpa tomaron FID en 2022, equivalente al 8% de la capacidad operativa total en la actualidad, incluidas dos instalaciones de exportación de GNL de EE. UU. a gran escala (Plaquemines LNG y Corpus Christi Etapa 3).

Un volumen aún mayor de proyectos es probablemente tomará FID este año; actualmente esperamos 56 MMtpa, trayendo una nueva ola de oferta al mercado en la segunda mitad de esta década.

Una pregunta crítica es qué tan rápido la demanda se recuperará, particularmente entre los mercados emergentes donde el crecimiento del GNL se ha frenado por este período de precios extremadamente altos.

AMÉRICA DEL NORTE: FLEXIBILIDAD ENTRE EL GAS Y EL CARBÓN
Los precios del gas natural en América del Norte continuaron el viaje salvaje que comenzó en 2021 cuando el sólido crecimiento de la demanda y las exportaciones superó el crecimiento de la producción y mantuvo los inventarios de almacenamiento por debajo del promedio y, en consecuencia, mantuvo los precios elevados.

Henry Hub promedió US$6.38/ MMBtu en 2022, el promedio anual más alto desde 2008 y un aumento del 66% con respecto a 2021.

El crecimiento anual promedio de la producción de gas para 2022 fue de 4,0 Bcf/d, ligeramente más fuerte que los 3.0 Bcf/d registrados en 2021.

Calcasieu Pass es una instalación de licuefacción de 1.3 miles de millones de pies cúbicos al día (Bcf/d) ubicada en Louisiana

Hay un incremento de escasez de mano de obra y materiales/equipos especialmente en la actividad muy especializada, como en las plataformas de perforación y la fracturación hidráulica donde las tripulaciones experimentan altas tasas de rotación, y la disciplina de capital de E&P continúa frenando el crecimiento de la producción.

En los próximos años, se espera que el crecimiento se concentre en Haynesville y la producción de gas asociada de la Cuenca Pérmica.

En 2022, la demanda doméstica de gas aumentó 4,3 Bcf/d, liderada por el sector de energía eléctrica, como las empresas de servicios públicos, optaron por quemar más gas natural para la generación de energía ya que las limitaciones obstaculizaron la generación a carbón.

Las reservas de carbón son históricamente bajas, y potencialmente puede necesitarse un incremento en la producción de carbón, la acumulación de capacidad retirada de las centrales eléctricas de carbón, y los fuertes precios internacionales del carbón que mantuvieron la presión sobre las exportaciones conspiraron para limitar la capacidad de generación de carbón para aumentar a medida que aumentaban los precios del gas.

Esta dinámica redujo considerablemente la elasticidad de la demanda a la que se ha acostumbrado el mercado de gas natural de EE. UU. en la década anterior.

Más retiros de carbón en los próximos años sugieren que la flexibilidad entre el gas y el carbón debería convertirse en el pilar, lo que probablemente resulte en aumento de la volatilidad de los precios.

Las exportaciones de GNL se mantuvieron sólidas en 2022, a pesar de una interrupción en Freeport LNG durante el segundo semestre del año, con un promedio de 11,8 Bcf/d, un 10 % más que en 2021.

Los precios del gas apoyaron la alta utilización de la licuefacción de EE. UU., incluida la nueva capacidad de Calcasieu Pass LNG y un sexto tren en Sabine Pass LNG. No hay GNL capacidad adicional  hasta principios de 2025, cuando se espera que Plaquemines LNG comience a comercializar operaciones y aumentar hasta 2025, y se espera que Golden Pass LNG comience operaciones comerciales en 2025.

La producción de gas natural de Haynesville alcanzó niveles récord el año pasado

EUROPA: ADAPTARSE A LA BAJA DE OFERTA RUSA
El mercado europeo del gas se ha transformado de una forma que parecía inconcebible hace un año. A pesar de la fuerte caída del suministro de gasoductos rusos, el mercado ha llegado bien durante el invierno y parece estar relativamente bien posicionado para el resto de 2023.

Los esfuerzos por parte de los políticos y de la industria europea del gas combinados con la reducción significativa de la demanda en Europa y en otros lugares permitió que el mercado se equilibrara.

En las primeras tres semanas de febrero de 2023, los flujos rusos a Europa promediaron 65 MMcm/d, por debajo de 290 Mcm/d en 2022 y un promedio de casi 420 Mcm/d entre 2015 y 2020.

Planta noruega de GNL de Hammerfest, el país vio superado el ritmo de producción que había programado ante la enorme demanda al cortarse el gas ruso

Sobre una base de año calendario, las exportaciones de oleoductos rusos a Europa cayeron de 139 Bcm a 62 Bcm. Mayores entregas de GNL, de 86 Bcm a 140 Bcm (predominantemente desviado de otros mercados), y una demanda más débil en Europa llenó el vacío.

Mientras el mercado equilibraba, aunque a precios muy altos, la reorientación de los flujos predominantemente de oeste a este en lugar de este a oeste destacó los cuellos de botella en el sistema.

Se abrieron enormes diferenciales entre los centros con acceso a capacidad de GNL de repuesto y aquellos que no lo tienen.

El Punto de Equilibrio Nacional (NBP) mensual del Reino Unido – Servicio de Transferencia de Títulos Holandeses (TTF), el diferencial alcanzó un máximo de casi 95 €/MWh (28 USD/MMBtu) en septiembre, pero en diciembre se redujo a 11 €/MWh (3,40 USD/MMBtu) a medida que aumentaba la demanda en toda la región y  se pusieron en marcha nuevas  terminales de GNL.

Solo en Alemania, cinco terminales de regasificación agregarán una capacidad de importación de 22 Bcm para fines de 2023.

Mediados de diciembre marcó un punto de inflexión para los precios del gas a medida que el flujo ruso continuo,  el clima cálido y el fuerte almacenamiento permitieron que los precios cayeran rápidamente.

Una debilidad continua de la demanda (se espera que la demanda caiga casi 20 Bcm entre 2022 y 2023) y alto almacenamiento llevarían a que los precios se negocien a unos 45 €/MWh durante el verano 2023: 100 €/MWh por debajo del verano de 2022.

Se espera que los precios en el invierno de 2023/24 75 €/MWh de media, frente a los 79 €/MWh del invierno 2022/23.

“Negocios como siempre”: Significa a mayor riesgo de precio, menor demanda, y una transición energética turbocargada. Sin embargo, la caída de los precios no significa que ese riesgo haya desaparecido.

Hasta que el nuevo suministro de GNL pueda salir al mercado, Europa tendrá que competir con Asia por el GNL flexible y tendrá que adaptarse a una flexibilidad de oferta mucho menor.

Antes de 2022, los flujos de Rusia y Noruega se ajustaron para equilibrar el mercado europeo, pero ambas fuentes de flexibilidad desaparecieron ya que la pérdida del suministro ruso empuja a Noruega a una carga base, en lugar de un rol flexible.

En el futuro, los déficits a corto plazo en la oferta deberán cubrirse mediante el almacenamiento o la demanda y la respuesta de la demanda está disminuyendo a medida que se retiran las viejas plantas de carbón.

Durante la “crisis”, a algunas plantas de carbón se les dio extensiones de vida, pero es poco probable que esto continúe en un mundo de “negocios como siempre”.

Se espera que comience la temporada con una inyección por encima del 50% en los niveles de almacenamiento este año.

Es importante destacar que, a diferencia de la competencia de precios con Asia, el aumento en el riesgo de precio asociado con una menor flexibilidad es permanente. La puesta en marcha nueva capacidad de licuefacción a nivel mundial, o incluso la firma de nuevos contratos de suministro de GNL, puede hacer poco para reducir el riesgo de precio ya que el GNL es una forma de suministro de carga base.

Cobra y la española Senner construyen la regasificadora German LNG, la primera en Alemania

Alrededor de una cuarta parte de la demanda industrial caerá porque la destrucción de la industria pesada será permanente, con la mayor pérdida de demanda en los no metálicos, sector de minerales y productos químicos.

Para los pequeños consumidores, se espera que se mantenga la reducción del consumo, y para la demanda de 2030 en el sector está más de un 4% por debajo del nivel de 2022.

Dos factores están impulsando esta reducción. A corto plazo, los precios para los consumidores más pequeños pueden seguir aumentando, debido a los retrasos en la transferencia de los costos, incluso cuando los precios mayoristas retroceden, lo que mantiene la presión sobre consumo.

A más largo plazo, es posible que sea el comienzo de un alejamiento del gas para calefacción de espacios.

El año 2022 fue un año récord para el despliegue de bombas de calor en toda Europa, aunque desde una base baja. largamente predicho, pero lento en emerger, se espera que este cambio hacia las bombas de calor sea acelerado por mandatos gubernamentales, esquemas de apoyo, y una mayor conciencia del consumidor.

CHINA: LA REDUCCIÓN DE LA DEMANDA
La demanda china de gas natural cayó año tras año en 2022 por primera vez, después de crecer a un promedio anual compuesto del 12% en los cinco años anteriores. Este declive fue una parte importante del mercado global siendo capaz de equilibrarse en medio de la agitación de Reducción del suministro de gasoductos rusos a Europa.

Una cuestión clave para el equilibrio mundial es cómo gran parte del crecimiento de la demanda china regresa en 2023.

La demanda china de gas natural cayó año tras año en 2022 por primera vez

En 2022, cierres estrictos bajo la política de cero COVID, un crecimiento económico lento, los precios implacablemente altos de las materias primas y el aumento del carbón nacional y las energías renovables llevaron a una disminución del 1% del consumo de gas.

Las importaciones de GNL, siendo una fuente de gas costosa, fueron las más afectadas con una disminución de más de 15 MMt a/a. A pesar de que se contrajeron el suministro debía aumentar en 10 MMt.

Como resultado, China cedió el título de mayor importador de GNL mercado de regreso a Japón en 2022 después de reclamarlo por primera vez en 2021.

El fin de la política cero-COVID en diciembre de 2022 promete un repunte económico con una mayor demanda de energía y gas natural a continuación.

Sin embargo, múltiples factores limitarían el crecimiento de la demanda de gas chino en 2023 a un solo dígito: 7% en nuestra actual perspectiva, en lugar de los niveles de dos dígitos del pasado reciente.

 La recuperación económica seguirá bajo la presión de la recesión del mercado inmobiliario y la débil demanda de exportaciones.

 Las prioridades políticas actuales son la estabilidad del crecimiento económico y la seguridad del suministro energético. La política de carbón a gas, el motor clave detrás del crecimiento de la demanda en los últimos años, ya no es una prioridad debido al mayor costo en comparación con las alternativas.

En 2022, se agregaron casi 300 MMtpa de capacidad de extracción de carbón térmico, equivalente a aproximadamente 200 Bcm de gas, y respaldará el crecimiento de la producción nacional de carbón este año y más allá.

Se están construyendo otros 500 MMt de capacidad. Unos 120 GW de energía eólica y la capacidad solar se agregó en 2022, más grande que toda la potencia de gas existente de China más grande que toda la energía a gas existente en China.

Está previsto que otros 140 GW de capacidad renovable entren en funcionamiento este año.

También se anticipa que las importaciones chinas de GNL crezcan, pero a un aumento de 5 MMt año a año, China no recuperará el título de mayor importador de GNL en 2023. La mayor parte de este crecimiento proviene de nuevos volúmenes contratados a largo plazo.

Las importaciones de GNL, siendo una fuente de gas costosa

En el rango de precio spot esperado, este año, el GNL al contado sigue siendo demasiado caro para que China desplace otros suministros de gas y energía fuentes.

Además, el crecimiento de la producción nacional y el aumento previsto de suministro de gasoductos rusos a lo largo del gasoducto Power of Siberia 1 también limitará la demanda de importaciones de GNL de China.