El gas natural norteamericano es la molécula energética más barata del planeta hasta en un 75%. En los próximos doce meses, creemos que este descuento podría cerrarse por completo, multiplicando por cuatro los precios del gas en Estados Unidos. Al momento de imprimir, el gas Henry Hub cuesta $1,57 por mcf, mientras que el gas europeo y asiático cuesta $14 y $16,50 respectivamente. Un barril de petróleo contiene entre seis y ocho mmbtu, por lo que dividir el petróleo por el punto medio de siete genera su precio equivalente en energía de 10 dólares por mcf.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Bloomberg

El descuento de hoy no es nada nuevo; El gas norteamericano se ha comercializado entre un 60% y un 80% por debajo de los precios mundiales durante casi una década y con razón. La revolución del gas de esquisto inclinó el mercado norteamericano del gas natural hacia un superávit estructural. Desde 2005, el suministro de gas estadounidense se duplicó de 54 a 104 bcf/d. La producción convencional cayó un 56%, de 50 a 22 bcf/d, mientras que la producción de esquisto aumentó a más de 80 bcf/d, o el 80% del suministro total. Estados Unidos se habría enfrentado a una grave escasez de gas sin el esquisto, ya que la producción de gas natural convencional había disminuido drásticamente. En cambio, la creciente producción de gas de esquisto produjo una desconexión prolongada (y enorme) de los precios mundiales. Sin embargo, nuestros modelos nos dicen que es probable que el esquisto se esté estancando y que el descuento respecto de los precios mundiales se reducirá rápidamente y probablemente desaparecerá.

El gas barato estadounidense ha provocado un aumento en la demanda. La generación de electricidad a gas aumentó un 127%, de 14 a 33 bcf/d, mientras que el uso industrial aumentó un 20% o tres bcf/d. En particular, Estados Unidos pasó de ser uno de los mayores importadores netos de gas del mundo, con dos bcf/d por día, a ser el mayor exportador neto, con 12 bcf/d por día, una oscilación de 14 bcf/d. A pesar del aumento de la nueva demanda, la oferta de esquisto siguió superando el consumo y el mercado permaneció estancado en un superávit estructural. Entre 2005 y 2023, los inventarios móviles de gas natural de Estados Unidos durante doce meses (para ajustarlos a la estacionalidad) aumentaron un 50%, de 2 tcf a 3 tcf.

Dada una demanda tan fuerte, si la producción de esquisto alguna vez flaqueara, el descuento entre los precios estadounidenses y mundiales se cerraría rápidamente, lo que llamamos convergencia. Nuestros modelos sugieren que el mercado de gas de América del Norte pasará de un superávit estructural a un déficit estructural en seis meses. Los resultados serían profundos. Estados Unidos consume 90 bcf/d a nivel nacional; un paso de 3 dólares a 10-12 dólares costaría a la industria y a los consumidores estadounidenses un total combinado de 350.000 millones de dólares, o el 1% del PIB.

Esbozamos nuestra tesis de convergencia por primera vez a finales de 2021. Sin embargo, un invierno extremadamente cálido en Estados Unidos y Europa y un incendio que dejó inoperativa la instalación de exportación de GNL de Freeport retrasaron el comercio un año. Argumentamos que Marcellus, Haynesville y el gas asociado del Pérmico estaban a punto de estabilizarse y caer. Estas tres cuencas representaron un increíble crecimiento de 58 bcf/d desde 2005; La producción estadounidense habría disminuido sin ellos. Sin embargo, a pesar de su gran tamaño y su robusto crecimiento, no son inmunes a las realidades geológicas del agotamiento y el agotamiento de los campos. Inmenso no es lo mismo que infinito, nos gusta decir, y eventualmente su producción disminuirá.

Los dos primeros yacimientos de gas de esquisto que se desarrollaron, Barnett en Texas y Fayetteville en Arkansas, tomaron a todos por sorpresa cuando su crecimiento se desaceleró, se aplanó y se desplomó. En diciembre de 2009, Exxon acordó comprar XTO Energy, un productor de primer nivel de Barnett, por casi 40 mil millones de dólares. Antes del reciente anuncio de compra de Pioneer Natural Resources, XTO era la transacción más importante de Exxon desde que compró Mobil en 1999. Exxon pagó cuatro veces el valor del PV-10 de XTO más deuda, lo que sugiere que Exxon sentía que podía aumentar notablemente las reservas y la producción en Barnett. En cambio, la producción de Barnett aumentó veinte meses después y hoy se encuentra un 65% por debajo de su pico de noviembre de 2011. Exxon ahora ha amortizado la mitad del valor de su precio de compra de XTO.

¿Qué lecciones se pueden aprender de Barnett y Fayetteville? Utilizamos nuestra red neuronal de esquisto para descubrir indicadores ocultos, sugiriendo cuándo la producción podría estabilizarse y disminuir. La red neuronal estima la recuperación final de un pozo dada la geología del subsuelo y el diseño del pozo. Contabilizando lo producido y lo que quedaba por desarrollar, evaluamos la recuperación de toda la cuenca. Estimamos que Barnett y Fayetteville tenían reservas de 23 y 10 tcf, respectivamente. En particular, la producción en ambos campos se estabilizó una vez que se produjo la mitad de sus reservas: doce billones de pies cúbicos para Barnett y cinco billones de pies cúbicos para Fayetteville.

La red neuronal predice que Marcellus eventualmente producirá 135 tcf, uno de los campos de gas más grandes de la historia. El campo ha producido 79 tcf hasta la fecha, o casi el 60%. Según nuestros modelos, Marcellus produjo el 50% de sus reservas recuperables en mayo de 2022; Según lo previsto, la producción se estancó. Desde diciembre de 2021 hasta junio de 2023, la producción de gas seco de Marcellus disminuyó en casi un bcf/d: la primera vez que el campo cayó en dieciocho meses. Aunque los datos preliminares indican una ligera recuperación en julio y agosto, creemos que será temporal. Si bien algunos analistas creen que la pausa en el crecimiento de Marcellus es una función de los cuellos de botella en los oleoductos, nosotros no estamos de acuerdo. Si se tratara de un problema de infraestructura, no esperaríamos ningún impacto en la productividad. Si la culpa fuera del agotamiento del inventario de perforación de primer nivel, la productividad caería. Según la EIA, la productividad por pozo en Marcellus se ha desacelerado drásticamente desde que alcanzó su punto máximo en 2021, lo que se confirma con lo que nos dice nuestra red neuronal. Creemos firmemente que el culpable es el agotamiento del inventario de perforación de primer nivel.

Nuestra red neuronal predice que Haynesville recuperará 73 tcf, de los cuales se han producido 36 tcf, o el 50%. El campo ha mostrado un fuerte crecimiento en los últimos años, pero creemos que ahora se moderará en el futuro. De hecho, en el corto plazo, las caídas están casi garantizadas. La cuenca es profunda y está muy sobrepresionada, lo que significa que es costoso perforar y completar los pozos. A medida que los precios bajaron, los productores redujeron el desarrollo, instalando el 40% de las plataformas en la cuenca este año. Con 45 plataformas en funcionamiento hoy, es casi seguro que la producción caerá. La mayoría de los analistas creen que el crecimiento se reanudará una vez que los precios suban. Nuestra red neuronal nos dice que 2022-2023 será el pico de producción del campo.

Mientras tanto, la cuenca del Pérmico está sufriendo sus propios problemas de agotamiento. Analizamos el campo con mayor profundidad en la sección Petróleo, pero en resumen, no esperamos que sea un motor de crecimiento significativo en el futuro.

Los problemas de suministro ya existen y son suficientes para que se produzca la convergencia. Sin embargo, los factores de demanda hacen que la convergencia sea casi una certeza en 2024. Está previsto que entren en funcionamiento seis bcf/d adicionales de capacidad de exportación de GNL a finales de 2024 y 2025. Después de años de aumento de la oferta, pocos están preocupados por dónde se obtendrá el gas. Nuestros modelos nos dicen que no hay manera de que la producción pueda crecer para satisfacer esta demanda adicional de exportación. Impulsado por las tendencias de la oferta y la demanda, el gas natural norteamericano está a punto de entrar en un déficit estructural por primera vez en 20 años.

Si tenemos razón, no nos sorprendería que el presidente Biden emitiera una orden ejecutiva que limite las exportaciones para reducir el precio del gas natural. Si las exportaciones fueran limitadas, tendría un efecto en cadena en Europa, que ha llegado a depender del GNL seguro de Estados Unidos para compensar la pérdida de volúmenes rusos.

Los inventarios norteamericanos han reparado gran parte del excedente acumulado después del clima templado del invierno. Las acciones alcanzaron un máximo de 300 bcf por encima de los promedios de diez años en mayo y han ido cayendo desde entonces, ubicándose actualmente sólo 100 bcf por encima del promedio. Desafortunadamente, el clima siempre es un comodín con el gas natural. Otro invierno suave impedirá (pero no impedirá) la convergencia. Si el clima es estacional, esperamos que los inventarios terminen la temporada de retiro con un leve déficit en comparación con los promedios estacionales, lo que hace muy difícil reponer las existencias a un nivel que pueda satisfacer la nueva demanda de GNL.

Las acciones de gas natural tienen uno de los mejores potenciales de retorno en el universo de recursos. Range Resources, nuestra participación de gas más importante, cotiza a 33 dólares. Su SEC PV-10 ajustado a la deuda por acción del 10-K de 2022 es de 94 dólares, o tres veces el precio de las acciones. Los críticos argumentarán que el 10-K del año pasado reflejó el precio de la gasolina a 6 dólares, el doble del precio actual. Esto es cierto; sin embargo, teniendo en cuenta los deprimidos precios al contado, Range todavía representa una modesta ventaja. Si el gas natural convergiera con los precios mundiales y Range pudiera obtener 10 dólares por mcf, su PV-10 costaría 182 dólares, cinco veces el precio actual de las acciones.

Hemos llegado temprano en nuestro llamamiento a la convergencia; sin embargo, confiamos en que la convergencia se producirá en 2024. La mayoría de los fundamentos, incluido el estancamiento de la producción de Marcellus y de Haynesville, han progresado exactamente como predijimos. Nuestro error de sincronización se debió principalmente a las suaves temperaturas del invierno pasado. Los inversores están teniendo una segunda oportunidad para realizar esta operación; creemos que las recompensas frente a los riesgos son enormemente positivas.

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Goehring & Rozencwajg fue fundada por Leigh Goehring, una de las principales autoridades en la inversión en materias primas a nivel mundial, y su socio desde hace mucho tiempo, Adam Rozencwajg. Ambos colaboraron originalmente en Chilton Investment Company, donde gestionaron más de 5.000 millones de dólares en activos dentro de la estrategia global de recursos naturales de Chilton. 

Fuente / Autor: Goehring & Rozencwajg

https://blog.gorozen.com/blog/natural-gas-market

Imagen: The Narwhal