Escasez de gas natural en el mundo

Sin el gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos, Europa podría haberse congelado literalmente este invierno. Creemos que lo que está ocurriendo con el gas natural a nivel mundial es un presagio de lo que ocurrirá también en el resto del complejo energético.

Se podría perdonar a los lectores norteamericanos por no apreciar la rapidez con la que los mercados internacionales de gas han pasado de ser excedentarios a deficitarios. En mayo de 2020, los precios europeos del gas natural a un mes vista (medidos por el índice TTF) alcanzaron 1,24 dólares por mcf, un mínimo histórico. En diciembre de 2021, los precios se dispararon a 59,97 dólares por mcf (equivalente a 360 dólares por barril de petróleo). Los precios han retrocedido, pero siguen siendo de 25 dólares por mcf (equivalentes a 150 dólares por barril de petróleo), más altos que en cualquier otro momento de los últimos 20 años. Los precios del GNL en Asia, medidos por el índice JKM Japan-South Korea Swap, tocaron fondo a 2 dólares por mcf en 2020, subieron a 49 dólares en 2021 y ahora han vuelto a establecerse en 25 dólares por mcf.

Las fábricas se han visto obligadas a cerrar en el Reino Unido, Europa y Asia al no poder conseguir gas natural. Los fertilizantes a base de nitrógeno dependen del gas natural como materia prima clave, y como resultado se cerraron cerró varias instalaciones en el Reino Unido. La sección de agricultura analiza cómo la crisis del gas natural afectará a nuestro suministro de alimentos.

A medida que el invierno del hemisferio norte llega a su fin, se vislumbra un alivio al disminuir la demanda de calefacción. Sin embargo, hay consecuencias que persisten. Por ejemplo, a pesar de utilizar precios récord para atraer las importaciones, Europa no pudo evitar que los inventarios se redujeran con respecto a las medias estacionales. Según los datos más recientes, el almacenamiento europeo de gas natural se sitúa en 1,3 tcf, el nivel absoluto más bajo para esta época del año desde 2011. El almacenamiento europeo suele terminar la temporada de calefacción de invierno con un 36% de capacidad a finales de marzo. En la actualidad, el almacenamiento sólo está lleno en un 35%, con siete semanas de retirada aún por delante. Por término medio, el almacenamiento se reduce en otros 14 puntos porcentuales de aquí al final del periodo de retirada. Si las retiradas alcanzan incluso la mitad del ritmo normal, el almacenamiento europeo terminará la temporada muy por debajo del 30% de su capacidad, el mismo nivel que produjo la crisis del año pasado. A menos que las inyecciones de gas natural se aceleren drásticamente a lo largo de la primavera y el verano, Europa corre el riesgo de llegar al próximo invierno con inventarios peligrosamente bajos una vez más. ¿Cómo se conseguirá el gas?

La escasez de gas natural en Europa también ha repercutido en la geopolítica. Las exportaciones rusas a Europa han caído a la mitad en comparación con las medias estacionales. Actualmente, Rusia envía gas a Europa a través de Ucrania y Polonia. Nord Stream 2 circunvalaría estos países y entregaría el gas directamente a Alemania, lo que permitiría a Rusia amenazar la seguridad energética de Ucrania sin amenazar simultáneamente a toda Europa. Estados Unidos ha advertido a Rusia de que no utilice Nord Stream 2 como moneda de cambio político y ha propuesto que se impongan sanciones al gas que circule por Nord Stream 2. Con el gasoducto ya terminado, el siguiente paso es que las autoridades reguladoras alemanas aprueben el proyecto, lo que no es probable hasta al menos la segunda mitad del año. Mientras tanto, Europa debería importar el gas ruso a través de Ucrania, con el consiguiente riesgo de interrupción.

Esta dinámica hizo que los compradores europeos de GNL se apresuraran a pujar por los cargamentos mundiales. Gran parte de esta demanda se ha cubierto con las exportaciones de EE.UU., lo que se ha denominado "gas de la libertad". Los cargamentos de Oriente Medio destinados a Japón también se han desviado recientemente a Europa, lo que ha reducido aún más el mercado asiático. La actual escasez europea puede achacarse a la falta de fiabilidad de las energías renovables, al clima frío o a las posturas rusas, pero en última instancia la causa subyacente ha sido la fuerte demanda asiática. Los compradores europeos de servicios públicos pensaron que podían abastecerse de cargamentos de GNL, pero se dieron cuenta de que la increíblemente fuerte demanda asiática había eliminado cualquier exceso de oferta disponible. Esta tendencia no hará más que acelerarse. A medida que los países se enriquecen, demandan no sólo más energía, sino también una energía más limpia. El gas natural es un combustible mucho más limpio que el carbón y muchas economías de mercado emergentes han tratado de pasar del primero al segundo. Este cambio no hará más que acelerarse en el futuro.

El gas natural en EE.UU. es caro según los estándares recientes, pero barato en comparación con el resto del mundo. Tras tocar fondo en junio de 2020 con 1,48 dólares por mcf, el Henry Hub se disparó hasta los 6,31 dólares el 27 de enero, antes de volver a establecerse en 4 dólares. Aunque estos fueron algunos de los precios más altos de la última década, siguen siendo un 85% inferiores al GNL mundial. La diferencia se debe a que Estados Unidos tiene un cuello de botella en cuanto a su capacidad de exportación. El año pasado, Estados Unidos exportó 10 bcf/d de GNL, utilizando efectivamente toda la capacidad de licuefacción disponible. Una vez que las exportaciones de GNL se agotan, Norteamérica vuelve a ser un mercado aislado y los precios del gas se desacoplan del resto del mundo. Cualquier industria que pueda aprovechar el arbitraje entre los precios estadounidenses y mundiales lo está haciendo actualmente, como el GNL, la petroquímica y la producción de fertilizantes a base de nitrógeno.

Las ampliaciones en Sabine Pass de Cheniere y la puesta en marcha de una nueva terminal de exportación de GNL en EE.UU., Calcasieu Pass, harán que la exportación de GNL pase de 10 bcf/d a casi 12 bcf/d en 2022, dejando a EE.UU. como el mayor proveedor de GNL del mundo, por delante de Australia y Qatar. Se trata de un hito increíble, si se tiene en cuenta que, hasta mediados de la década de 2000, la opinión generalizada era que Estados Unidos necesitaría enormes terminales de importación de GNL para satisfacer la demanda interna.

Toda esta demanda está repercutiendo en los inventarios estadounidenses, que ahora se sitúan 250 bcf por debajo de las medias estacionales. Aunque no es tan grave como en Europa, EE.UU. sigue siendo vulnerable a cualquier episodio de frío invernal desde ahora hasta el final de la temporada de calefacción, a finales de marzo. Una observación interesante es que, en la última década, los otoños norteamericanos se han vuelto más suaves mientras que las primaveras se han vuelto más frías. Si este patrón se produce este año, los precios podrían dispararse.

Por el lado de la oferta, los esquistos estadounidenses vuelven a crecer. Entre el 1 de enero y el 31 de diciembre, los esquistos crecieron en 2,4 bcf/d después de haber disminuido en 1 bcf/d durante el mismo período en 2020. Si bien esto es ciertamente un cambio abrupto, está muy lejos del período de 2017 a 2019, cuando el suministro de gas estadounidense creció regularmente en 10 bcf/d o más cada año. El crecimiento del año pasado provino principalmente del esquisto Haynesville en el este de Texas y Luisiana, que vio crecer la producción en seco de 12,5 bcf/d en diciembre de 2020 a 14 bcf/d doce meses después. Nuestros modelos nos dicen que este crecimiento puede ser más difícil de alcanzar este año. Gran parte de la aceleración del año pasado fue causada por pozos perforados pero no terminados. Entre diciembre de 2020 y 2021, los operadores aumentaron su actividad de perforación en un 28%, pasando de 39 a 50 pozos al mes. Durante el mismo período, aumentaron su actividad de terminación en un 150%, de 23 pozos a 58 pozos por mes. Desde 2014, el sector ha completado de media el 93% de los pozos que ha perforado y, si esa proporción se mantiene de nuevo en 2022, el crecimiento de la producción probablemente se ralentizará, pasando de 1,5 bcf/d del 1 de enero al 31 de diciembre a solo 500.000 mmcf/d.

La otra fuente principal de crecimiento fue la cuenca del Pérmico. La liquidación de pozos perforados pero no terminados (DUC) tuvo un gran impacto en 2021. Mientras que la industria normalmente completa el 93% de los pozos que perfora, en 2021 se produjo un salto al 150%, claramente insostenible. Si los operadores del Pérmico volvieran a su media a largo plazo, la producción de gas seco probablemente dejaría de crecer por completo. Además, hay que tener en cuenta que la capacidad de exportación de GNL aumentará en 2 bcf/d este año y todo ese suministro será probablemente necesario para satisfacer la demanda internacional. Por lo tanto, si las pizarras estadounidenses crecen, aunque a un ritmo más lento, es probable que los inventarios nacionales disminuyan a partir de aquí. Si el invierno y la primavera en EE.UU. son más fríos de lo normal, podríamos ver una importante presión al alza de los precios.

Actualmente estamos llevando a cabo una importante revisión de nuestros modelos de redes neuronales y esperamos disponer de nuevos datos sobre la producción de esquisto en EE.UU.

Los mercados internacionales de gas natural se verán probablemente impulsados por la meteorología a medida que nos adentremos en la temporada de hibernación, y no nos sorprendería que los precios se moderaran a partir de aquí. Sin embargo, las temperaturas suaves no cambian la estrechez subyacente en los mercados mundiales de gas. La demanda de los mercados emergentes sigue siendo muy fuerte (algo que llevamos prediciendo desde hace casi una década), mientras que la inversión de capital en nuevos proyectos mundiales de gas sigue siendo mínima.

Puede que Europa no se haya congelado este invierno, pero los retos de los mercados mundiales del gas aún no han terminado.

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