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Director de Gas Analytics de ICIS
Marzec-Manser, de ICIS: “La Argentina está geográficamente bien ubicada para servir a múltiples mercados de GNL”
Dom19
mayo 2024
19 mayo 2024
Desde Londres, Tomas Marzec-Manser, analista principal de mercados de gas para Europa y a nivel global de Independent Commodity Intelligence Services, repasó con EconoJournal los cambios en el mercado europeo del gas a partir de la crisis energética, las perspectivas en el mercado global del GNL en los próximos años, los factores geopolíticos que complican al mercado y las oportunidades de la Argentina.
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Europa logró dejar atrás lo peor de la crisis energética gracias al gas natural licuado (GNL). El reemplazo de las importaciones por gasoductos desde Rusia con importaciones por barco ocurrió relativamente rápido. En el Dutch TTF, principal punto de comercio virtual de gas en Europa, los precios spot cotizan actualmente a € 30 por MWh, o casi US$ 9 por MMbtu. Son precios que están muy por debajo de los precios de pánico de 2022 tras la invasión de Rusia en Ucrania. ¿Terminó la volatilidad en los precios, o sigue habiendo un desequilibrio entre la oferta y la demanda de GNL?. ¿Qué puede esperarse del mercado en los próximos años?.

Tomas Marzec-Manser lidera el área de Gas Analytics en Independent Commodity Intelligence Services (ICIS), una consultora con una larga trayectoria en el seguimiento de los mercados de commodities en Europa y a nivel global. Desde Londres, Marzec-Manser repasó con EconoJournal los cambios en el mercado europeo del gas a partir de la crisis energética, las perspectivas en el mercado global del GNL en los próximos años, los factores geopolíticos que complican al mercado y las oportunidades de la Argentina como exportadora de gas.

Los precios del gas natural en Europa se han moderado mucho tras tocar su pico en 2022. ¿Cuáles son los factores detrás de esta relajación en los precios?

-El aumento de precios provocó muchos cambios de comportamiento. Hemos visto caer considerablemente el consumo de gas en Europa y tuvimos muchos cambios en los patrones de consumo. Lo más obvio ha sido el cambio en la demanda de gas por parte de los usuarios finales industriales. Los costes que pagaban eran obviamente muy similares al precio mayorista o estaban directamente relacionados con él. Hemos visto una destrucción de la demanda en algunas partes del sector del gas industrial en Europa. También hemos visto cambios de comportamiento dentro de los sectores residencial y comercial. Por lo tanto, el gas se utiliza principalmente para la calefacción de viviendas o de edificios comerciales y estamos viendo cierta recuperación en esa área, pero ciertamente en el sector industrial aún queda un largo camino por recorrer antes de que podamos hablar de una recuperación. Por otro lado, la reorientación del suministro de gas ha sido significativa. Se pasó de ser un mercado cuya principal fuente de suministro era el gas ruso por gasoducto a encontrarse ahora en una situación en la que el GNL estadounidense es una de las principales fuentes de suministro, aprovechando esos volúmenes para satisfacer unos niveles de demanda más bajos, además de construir nueva infraestructura para facilitarlo, con nuevas terminales de GNL en Holanda, Alemania, Finlandia e Italia. Y un tercer elemento a considerar es que los dos últimos inviernos han sido bastante suaves y la demanda para calefacción no fue tan grande como en años anteriores. Ahora nos encontramos en una situación muy cómoda para el verano. Las unidades de almacenamiento en Europa están mucho más llenas de lo normal para esta época del año y el proceso de llenado que ocurre durante el verano y hasta octubre lo esperamos con mucha anticipación. Eso permite que el precio baje y se reduzca el riesgo.

-¿Terminó la volatilidad?

Diría que el mercado del gas todavía es volátil, hay nerviosismo y riesgo. Como Europa está importando más GNL desde todo el mundo, está más expuesta a los acontecimientos de oferta y demanda en todo el mundo, ya sea la producción de GNL en los EE.UU. o la creciente demanda de GNL en China o eventos logísticos. Hemos visto caer las tasas de utilización del Canal de Panamá debido a los bajos niveles de agua en ese canal. Hemos visto caer la utilización del Mar Rojo y del Canal de Suez debido a la situación en Yemen. Todos estos eventos significan que hay más incertidumbre sobre si ese GNL seguirá llegando, o si la demanda de gas en China aumenta repentinamente y eso puede alejar ese GNL. Así que hay más cosas que pueden impulsar el mercado porque el GNL es una parte mucho mayor del mercado y el GNL, por su naturaleza, es un combustible global.

-En reacción a la crisis energética los gobiernos europeos tomaron medidas como establecer un requisito mínimo de almacenamiento de gas para el invierno o compras conjuntas de gas. Ha habido cierta intervención en los mercados del gas natural. ¿Cree que la U.E. y los gobiernos quieren desmantelar esas intervenciones una vez que se estabilice el suministro de gas para volver a un mercado más liberalizado?

Creo que ese sería el curso de acción correcto. Muchos miembros de la comunidad comercializadora de gas y yo diríamos que las razones por las que llegó más GNL fue por una reacción al precio spot. El precio de mercado hizo lo que un precio de mercado necesita hacer, dirigió el producto al área que más lo necesitaba o redujo la demanda de ese producto para ayudar a igualar la oferta y la demanda. La Comisión Europea introdujo políticas que se basan en eso, pero aún así diría que la verdadera razón por la que el continente europeo pudo pasar los dos últimos inviernos fue el resultado de un mercado del gas que funcionó bien. Claro, los objetivos de almacenamiento ayudan. Da un elemento de certeza en términos de lo que va a pasar. No creo que la compra conjunta tenga un gran impacto en las cantidades globales de gas que realmente se comercializan o entregan. Ayuda un poco a los actores más pequeños del mercado, pero en realidad no es el principal impulsor para que Europa supere el cambio sísmico en sus fuentes de suministro.

-Los contratos a largo plazo son uno de los principales motores de las inversiones en plantas de licuefacción. Pero algunos gobiernos e industrias de Europa han expresado su preocupación por los precios del GNL para la competitividad de sus economías y su producción. ¿Cómo esa tensión ha dado forma a los acuerdos de GNL después del comienzo de la guerra?

Es un desafío realmente interesante que enfrentan muchos consumidores de gas, particularmente los consumidores industriales de gas, y las compañías de gas en Europa. Tienen objetivos climáticos, pero deben combinarlos con la seguridad del suministro. Si pensamos en cuándo entran en juego los objetivos, si los tenemos entre 2020 y 2030 o entre 2030 y 2040, entonces un objetivo a 2040 está a poco más de 15 años de distancia. Lo que implica que, si está comprando gas más allá de su fecha objetivo, sugiere que no va a alcanzar ese objetivo, o que no cree que ese objetivo se mantenga. Indica que tal vez haya una lucha entre los objetivos políticos y la realidad. Creo que eso quedó realmente muy claro en la segunda mitad de 2022 y principios de 2023, cuando el número de contratos a largo plazo firmados por empresas europeas en relación con el resto del mundo fue bastante bajo, cuando era de esperar, dado el shock de oferta, que esos contratos se firmasen con bastante rapidez. En cambio, en ese período vimos una cantidad mucho mayor de contratos a largo plazo de GNL firmados por compradores chinos. Más recientemente, hemos empezado a ver contratos firmados por más jugadores europeos. Hace poco, EnBW de Alemania firmó una carta de intención (Heads of Agreement) con ADNOC de Emiratos Árabes Unidos. No es un contrato, pero es lo que se firma en el período previo a la firma de un acuerdo de compra y venta (Sales and Purchases Agreement). Ha habido también desarrollos similares con contrapartes del Medio Oriente o con volumenes que salen de los EE.UU. Hemos comenzado a ver a participantes alemanes y a otros jugadores dentro de la U.E. acordar contratos a largo plazo, aunque no son los de mayor plazo. Los contratos realmente a largo plazo aún no están siendo firmados por jugadores o consumidores europeos de gas. Los contratos realmente largos están siendo firmados por las oil majors y compañías asiáticas.

-¿Qué tan ajustado está el mercado mundial del GNL?

Nuestra opinión es que el mercado todavía está ajustado. Vemos que los precios más bajos de los últimos meses conducen a compras adicionales en India y China. Pero el mercado está un poco ajustado y eso significa que todavía existe la posibilidad de que los precios suban este invierno en el hemisferio norte. Pero en términos generales no es tan ajustado como en 2022 y 2023. Luego, la dirección hacia donde nos dirigimos, es que el mercado se vuelve muy flexible. Para 2026, creemos que, en última instancia, habrá más oferta que demanda y eso podría durar unos años, hasta el final de la década. Se está entregando un gran volumen al mercado, siendo los principales actores Qatar y varios proyectos estadounidenses, lo que realmente aumenta el tamaño del mercado general y no necesariamente vemos que exista tanta demanda para absorber todo eso. Por lo tanto, esperamos precios más débiles a partir de 2026 y 2027, lo que obviamente beneficiará a los consumidores de gas a nivel mundial.

-Mencionó la ola de proyectos de exportación de GNL en construcción. ¿Ve algún factor que pueda afectar a esos proyectos?

Hemos visto los efectos del régimen de sanciones contra los rusos, particularmente por parte de Estados Unidos. Un proyecto muy grande en Siberia, el proyecto Arctic LNG 2, está operativo, pero simplemente no funciona debido al régimen de sanciones. Diría que los acontecimientos geopolíticos son probablemente una barrera mayor para la ola que comenzará a funcionar a finales de este año y hasta 2027. Esos proyectos ya se están construyendo. Los proyectos que no tienen aún una decisión de inversión financiera, que son aquellos que afectarían la oferta en 2029 o 2030, podrían verse afectados por cosas como las tasas de interés. Pero en los proyectos que ya están en construcción, realmente no vemos retrasos o interrupciones significativas.

-EE.UU. ha suspendido temporalmente la aprobación de nuevos permisos de exportación de GNL. ¿Cómo fue recibido esto en Europa?

Ciertamente, hay algunos en Europa que acogen con agrado la medida. Son los mismos que tienen las mismas opiniones que aquellos que incentivaron al presidente Biden para introducir la pausa, para analizar el impacto ambiental. Desde el punto de vista del precio en el mercado, cuando observamos el precio del TTF en Europa, diría que el impacto de esa política, de esa pausa, sobre el precio no ha sido importante, porque esa pausa solo afecta a los proyectos sin permisos de exportación aprobados y que aún no han comenzado su construcción por falta de una decisión financiera. Con o sin esos proyectos, diría que el pronóstico aun sigue siendo de sobre oferta. Además, todos los proyectos que ya se están construyendo continuarán siendo construidos y se les permitirá exportar, no hay problemas allí. Entonces realmente no cambia el precio, no cambia tanto la imagen del suministro. Pero la pausa plantea cuestiones de incertidumbre en términos de confiabilidad en los Estados Unidos. ¿Cuánto tiempo durará esta medida? Si hubiera contrapartes que esperaban tener al final de la década volúmenes de los proyectos sin permisos autorizados, entonces podría haber algunas preocupaciones allí. Pero, en general, diría que no ha sido un gran shock para el mercado desde la perspectiva de las compañías europeas de gas.

-La logística se convirtió recientemente en un tema importante. Hay algunos conflictos que perturban las rutas marítimas, principalmente en el Mar Rojo y el estrecho de Ormuz. ¿Cómo están afectando esos conflictos a los mercados de GNL?

Ambos conflictos están afectando los flujos de GNL hacia y alrededor de Europa. Creo que es importante recordar que uno es un problema real activo, el del Mar Rojo, y existe el riesgo de que pueda haber un cierre en el Estrecho de Hormuz. Los traders tienen que dar cuenta de un posible cierre o una reducción en los flujos a través del Estrecho de Hormuz. ¿Qué significa desde una perspectiva europea? Qatar es el principal proveedor. La mayoría del GNL que consume Europa y que viene a través del Mar Rojo son volumenes desde Qatar. Qatar rápidamente ha podido redirigir los cargamentos alrededor de Sudáfrica. Por lo tanto, hubo un retraso a corto plazo en algunos de los volúmenes que llegaron cuando el cambio de ruta tenía que suceder. Pero en general no ha tenido un gran impacto. Probablemente haya tenido un mayor impacto en Rusia. La terminal de GNL operativa en Siberia, Yamal LNG, que estaba suministrando clientes en Europa, pero también suministrando clientes en Asia, usaría el Mar Rojo para entregar su gas a la India o China, pero ahora tienen que hacer un viaje mucho más largo para entregar ese gas. A esto se deben sumar las limitaciones, las sanciones a la flota rusa y la confiabilidad para colocar cargamentos adicionales, porque Rusia necesita más barcos si tiene que hacer un viaje más largo para mantener los flujos de GNL al mismo ritmo. Por lo tanto, Rusia probablemente es la que más esta luchando para mantener funcionando su cadena de suministro. Esta realmente se está interrumpiendo porque no pueden conseguir más barcos y tienen viajes más largos para hacer.

-En este panorama global, ¿cuáles son las oportunidades para los productores latinoamericanos de gas natural en el mercado del GNL?

Las oportunidades para los productores en la costa este de América Central o América del Sur son razonables. Hay mucho suministro, pero lugares como Argentina o Trinidad y Tobago están geográficamente bien ubicados para servir a múltiples mercados. Por ejemplo, para los productores de EE.UU. sobre el golfo de México, pasar por Suez o por Sudáfrica, la duración del viaje es muy similar. Por lo tanto, tienen una ventaja geográfica de que pueden satisfacer la demanda o requisitos de sus clientes sin tener que hacer viajes más largos. Creo que esa sería la misma situación para Trinidad y Tobago y creo que sería un tipo de situación muy similar si estuvieras produciendo desde la costa este de Sudamérica, como Argentina. Tiene la opcionalidad de enviar esos barcos hacia el norte, a Europa a través del Atlántico, o en realidad no está tan lejos de pasar por Sudáfrica e ir al mercado asiático. O, de hecho, salir al Pacífico por el extremo sur. Entonces, geográficamente, te da mucha opcionalidad. Vemos lo mismo, por ejemplo, con productores de GNL en la costa oeste de América del Sur. La instalación de producción en Perú, por ejemplo, envía sus cargas a todas partes, es un lugar geográficamente conveniente. Si la producción de Vaca Muerta aumenta y las capacidades del gasoducto Néstor Kirchner aumentan con su segunda fase, eso realmente abre la capacidad de Argentina para vender a muchos clientes. La pregunta que seguiría estando es, con la capacidad que entrará en operación en Estados Unidos, en Qatar, ¿hay suficiente demanda para esa oferta adicional en este momento o digamos en seis o siete años?.

-¿Puede haber una demanda incremental en Asia a partir del cambio del carbón al gas natural?

La cantidad de carbón que Asia consume para generar energía, particularmente en China e India, es enorme. Si todas esas compañías eléctricas pudieran cambiar todas sus centrales eléctricas alimentadas con carbón por centrales eléctricas alimentadas a gas, entonces la demanda de GNL sería enorme. No hay duda al respecto, en términos de necesidades energéticas. Pero creemos, e incluso otros en el mercado también creen, que si bien ambientalmente es mejor quemar gas, hay otras barreras en juego que sugieren que en esos mercados el carbón seguirá siendo el combustible elegido por muchos productores de energía durante muchos años por venir.

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