El clima presenta una oportunidad de compra de gas natural

Tras marcar un mínimo de 25 años de 1,48 dólares por mmcf en junio de 2020, el gas Henry Hub superó los 7,00 dólares en la primavera de 2022 por primera vez en 14 años. Los precios internacionales del gas fueron aún más sustanciales. Impulsados por la invasión rusa de Ucrania, los precios europeos de importación de GNL se dispararon hasta los 70 $/mcf en marzo, antes de volver a situarse en torno a los 35 $/mcf, un máximo de varios años. Argumentamos que los precios norteamericanos convergerían con el tiempo con los precios del GNL marítimo, con dramáticas consecuencias alcistas.

Los precios del gas experimentaron una fuerte subida en los meses siguientes a nuestra carta. El gas natural Henry Hub alcanzó un máximo de 9,68 $ por mmcf, y los precios europeos alcanzaron la asombrosa cifra de 91,02 $ por mcf en agosto de 2022, tras el calor y el aumento de las hostilidades en Ucrania. Desde entonces, sin embargo, los precios se han desplomado. Mientras escribimos, los precios norteamericanos e internacionales son los más bajos desde mediados de 2021, renunciando con creces a las ganancias obtenidas desde la invasión rusa.

¿A qué se debe este desplome y qué significa para el futuro?

A pesar del considerable retroceso, nuestra tesis no ha cambiado: creemos que tanto los mercados naturales estadounidenses como los mundiales se encuentran en déficit estructural. Como verán, creemos que toda la debilidad se debe a factores puntuales y no debería repetirse. Los fundamentos subyacentes siguen siendo increíblemente sólidos, y creemos que la debilidad actual presenta a los inversores a largo plazo una oportunidad extremadamente atractiva.

Aunque nuestras inversiones en acciones de gas natural bajaron, aguantaron mucho mejor que la materia prima. Desde el punto máximo de agosto de 2022 hasta finales de enero de 2023, el gas norteamericano cayó un 71%, mientras que el GNL europeo importado cayó un 80%. Nuestras acciones centradas en el gas natural, por su parte, cayeron mucho menos, entre un 27% y un 34%.

Aunque los mercados mundiales del gas siguen presentando un déficit estructural a largo plazo, los fundamentos de la oferta y la demanda se relajaron a corto plazo en comparación con la primavera pasada. En EE.UU., la reducción de la capacidad de exportación de GNL tras el incendio de Freeport impulsó la relajación. En Europa, el mercado se relajó drásticamente debido a un invierno mucho más suave de lo habitual. Ambos factores fueron puntuales y es improbable que se repitan en el futuro.

Empezando por EE.UU., a finales de marzo los inventarios estaban 300 bcf por debajo de las medias estacionales a largo plazo. El 8 de junio de 2022 se produjo un incendio en la terminal de exportación de GNL de Freeport, en Texas, que dejó la instalación completamente inoperativa. Entre el 8 de junio de 2022 y el 31 de enero de 2023, Freeport perdió dos bcf/d de exportaciones o 474 bcf de demanda total. La llegada del invierno no supuso un gran alivio. Tras un lento comienzo del invierno en noviembre y principios de diciembre, las temperaturas descendieron a finales de año. En enero volvió a hacer calor, por lo que a finales de mes el total de grados-día de calefacción invernal era un 5% inferior a la media, lo que redujo la demanda en otros 30 bcf en total. A finales de enero, el déficit de almacenamiento se había reparado por completo, con unas existencias de 2,4 tcf, precisamente en línea con las medias estacionales a largo plazo. Las exportaciones perdidas por el cierre de Freeport y el clima templado aumentaron las existencias en más de 500 bcf, y la mayor parte del impacto provino de Freeport. Sin estos dos factores, los inventarios habrían terminado enero en 1,8 tcf, lo que habría sido el nivel más bajo en veinte años. El 13 de febrero, Freeport anunció su primera carga de buques desde el pasado mes de junio, lo que sugiere que los efectos más significativos del incendio han quedado atrás.

El clima templado dominó los mercados europeos de gas. El pasado mes de marzo, los inventarios europeos de gas se situaron en 1,1 tcf, casi 475 bcf por debajo de las medias estacionales de cinco años y la lectura de marzo más baja desde 2018. El 24 de febrero, Rusia invadió Ucrania, poniendo en grave riesgo el suministro de gas europeo. Rusia ha constituido el 55% de las importaciones europeas de gas en los últimos años, lo que representa un tercio de la demanda total. Los líderes europeos tomaron inmediatamente medidas drásticas, aumentando las importaciones de GNL, reduciendo la producción industrial y cambiando al carbón y la biomasa siempre que fuera posible. Sin embargo, lo que no se sabe es que hasta mayo las importaciones rusas por gasoducto continuaron, aunque a un ritmo algo menor. La estrategia europea funcionó y, a finales de octubre, los inventarios habían pasado de un déficit de 475 bcf a un superávit de 150 bcf. Durante el verano, las reservas europeas aumentaron en 2,6 tcf, un 30% o 620 bcf más que la media estival, a pesar de la interrupción rusa.

Afortunadamente, el invierno actual ha sido el más suave de la historia reciente. Los grados-día de calefacción en Europa hasta el 31 de enero se sitúan probablemente un 15% por debajo de la media de los últimos cinco años, lo que ha reducido la demanda de gas natural en la sorprendente cantidad de 4 bcf/d o 500 bcf en estos cuatro meses. Las continuas reducciones en la industria y el cambio de gas por carbón probablemente redujeron la demanda en otros dos bcf/d o 250 bcf. La reducción de la demanda, afortunadamente, compensó con creces la pérdida de volúmenes rusos. Aunque todavía no se dispone de los datos definitivos, las estimaciones preliminares sugieren que los inventarios europeos cayeron sólo 860 bcf, un 40% entre octubre y enero, o 570 bcf menos que la media.

Una afortunada combinación de interrupciones de las exportaciones, decisiones difíciles y tiempo cálido ayudó a reparar la situación de los inventarios en Estados Unidos y Europa. Sin embargo, creemos que en el horizonte se vislumbran problemas estructurales a largo plazo. La planta de GNL de Freeport parece que volverá a funcionar, lo que aumentará la demanda de exportación estadounidense en dos bcf/d. En Europa, el invierno extremadamente cálido ofreció una tregua; sin embargo, los responsables políticos deben encontrar ahora la forma de sustituir permanentemente 18 bcf/d de importaciones rusas, lo que equivale a un tercio de la demanda total. No hay soluciones fáciles. Los volúmenes mundiales de GNL ascienden a 52 bcf/d, por lo que el mercado marítimo sólo puede sustituir las importaciones rusas por gasoducto durante un tiempo.

Además, dados sus objetivos climáticos, parece poco probable que Europa acepte quemar niveles récord de carbón de forma continuada. Aunque los expertos abogan por una mayor penetración de las energías renovables, cada vez se es más consciente de que el bajo rendimiento de los activos eólicos y solares en toda Europa ha aumentado la dependencia del gas ruso en los últimos años como respaldo. A medida que se aleja la amenaza inmediata del invierno, muchos europeos se enfrentan a la desalentadora tarea de adaptarse a la nueva realidad energética.

En Estados Unidos, la caída de los precios del gas natural ha provocado una sensación equivocada de que lo peor ya ha pasado. En los últimos doce meses, los estadounidenses, en general, se han sentido alejados de la crisis del gas a la que se enfrenta Europa. Nosotros sosteníamos que eso cambiaría pronto, ya que los precios estadounidenses quedarían vinculados a los precios mundiales gracias al aumento de las exportaciones de GNL. Hoy, la opinión generalizada es que esto no será un problema hasta 2025, cuando entre en funcionamiento el siguiente tramo de capacidad de exportación de GNL.

Desde junio, el mercado estadounidense del gas habría sido deficitario de no ser por la interrupción de Freeport. Con la puesta en marcha de esta instalación, esperamos que el equilibrio se estreche. Con la puesta en marcha de la nueva terminal de Calcasieu Pass, a finales de este año entrará en funcionamiento casi un bcf/d de capacidad de exportación adicional. El año que viene se pondrán en marcha entre 3.000 y 3.500 millones de barriles diarios, seguidos de otros 2.500 millones en 2025. En total, de aquí a finales de 2025 se dispondrá de entre 5.700 y 6.500 millones de barriles diarios de GNL adicionales, además de los 2.000 millones de barriles diarios de Freeport. ¿Quién suministrará este nuevo gas?

En los últimos doce meses, la producción de gas seco estadounidense creció en tres bcf/d; sin embargo, creemos que esta tendencia se ralentizará drásticamente en el futuro. En nuestras cartas anteriores afirmábamos que el Marcellus se acercaba a su techo, mientras que el Haynesville podría disfrutar de uno o dos años más de crecimiento antes de caer. Nada de lo que hemos visto ha cambiado nuestra opinión.

Desde 2012, la producción total de gas seco ha aumentado un 50% o 34 bcf/d. Más de la mitad de este aumento provino del Marcellus, y otro 40% del Pérmico. Menos del 10%, o 350 mmcf/d al año, procedió de todos los demás yacimientos combinados, incluido el Haynesville. Como ya se dijo en la introducción, nuestros modelos indican que los días del prodigioso crecimiento del Pérmico han quedado atrás. El Marcellus, por su parte, sigue nuestra predicción, con un crecimiento mínimo en dos años. La producción parece estancada en torno a los 25-26 bcf/d, un nivel alcanzado a finales de 2020.

En los últimos doce meses, el Marcellus ha descendido 300 mmcf/d. El Haynesville ha sido un punto brillante, con un crecimiento de dos bcf/d en los doce meses anteriores. Aunque nuestros modelos sugieren que Haynesville aún puede aumentar, creemos que la producción se estabilizará el año que viene. Haynesville es un yacimiento costoso debido a su alta presión, temperatura y formidables profundidades que superan los 13.000 pies. Con los precios actuales del gas, la mayor parte del yacimiento no es rentable. El número de equipos de perforación en Haynesville alcanzó su máximo en septiembre pasado, cuando el precio del gas era de 9 dólares por mcf, y ha disminuido desde entonces.

Cuando el pasado mes de mayo expusimos nuestros argumentos a favor de unos precios del gas mucho más altos, advertimos de que el tiempo siempre es el comodín. Por suerte para Europa, el tiempo ha sido muy favorable. Sin embargo, no podemos darlo por sentado. El mercado del gas natural sigue excepcionalmente tenso tras una década de agotador mercado bajista que privó al sector del capital que tanto necesitaba. La reciente debilidad debería ser temporal. En nuestra opinión, las acciones de gas natural representan un valor extremo. Dado que muchos productores de gas han presentado beneficios, podemos analizar sus valores PV10 según la SEC. Utilizando la media de los precios del gas del año pasado, Range Resources anunció un PV-10 de 29.600 millones de dólares, o 113 dólares por acción, una vez ajustada la deuda, cuatro veces el precio actual de las acciones. Incluso utilizando precios a futuro de ~4,25 dólares por mcf, el PV10 ajustado a la deuda es de 52 dólares por acción, el doble del precio actual. Los recursos de EQT tienen un PV10 ajustado a la deuda de 127 dólares con los precios del gas del año pasado y de 65 dólares utilizando la franja a plazo, de nuevo cuatro veces y dos veces el precio actual de las acciones, respectivamente. Antero aún no ha publicado su valor PV10 en la SEC, aunque esperamos que sea igual de impresionante.

La meteorología ha contribuido sustancialmente al descenso de los precios del gas natural en EE.UU. y Europa. Creemos que la debilidad de los precios inducida por el tiempo es una anomalía a corto plazo en una historia de déficit de oferta a más largo plazo.

Contáctanos