Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia volvieron a subir la semana pasada y alcanzaron su nivel más alto en 45 meses, sostenidos por las interrupciones de suministro asociadas al conflicto en Medio Oriente y por una firme demanda en el sur de Asia antes del invierno boreal.
De acuerdo con el reporte semanal de precios publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio promedio del GNL para entrega en noviembre en el noreste de Asia se estimó en 27,00 USD/MMBtu, frente a 26,00 USD/MMBtu la semana anterior. Esto representa un incremento de 1,00 USD/MMBtu, o 3,8%, y el mayor nivel desde el 30 de diciembre de 2022.
El mercado continúa condicionado por la limitada disponibilidad de suministros procedentes de Medio Oriente y por una creciente competencia entre compradores asiáticos y europeos. A medida que se aproxima el invierno en el hemisferio norte, los bajos niveles de almacenamiento de gas en Europa añaden presión a la búsqueda de cargamentos disponibles.
La incertidumbre en torno al estrecho de Ormuz continúa siendo uno de los principales riesgos para el mercado internacional del GNL. Las restricciones a los flujos desde el Golfo Pérsico han reducido la flexibilidad de suministro y han obligado a compradores de Asia a competir por cargamentos procedentes de otras regiones.
Precio spot
El mercado global de gas se mantuvo en niveles elevados durante la semana pasada, mientras Europa y Asia continuaron compitiendo por cargamentos antes del inicio del invierno.
“Los precios spot globales del gas se han negociado en niveles elevados durante la última semana, mientras Europa y Asia continúan compitiendo por cargamentos antes del invierno, con los inventarios europeos todavía bajos para esta época del año”, señaló Alex Froley, analista senior de GNL de ICIS.
Froley añadió que el reciente incremento refleja una percepción creciente entre los participantes del mercado de que las actuales disrupciones podrían prolongarse hasta el comienzo de la temporada invernal. De persistir los elevados costos energéticos, advirtió, podrían producirse efectos más amplios sobre las facturas de empresas y hogares y, posteriormente, sobre la inflación y las tasas de interés.
El mercado enfrenta así una combinación particularmente sensible: limitaciones de oferta procedentes de Medio Oriente, inventarios europeos inferiores a los niveles estacionales habituales y compradores asiáticos buscando asegurar suministro antes del invierno.
A estos factores se suma la evolución del clima, que podría convertirse en la principal variable de demanda durante los próximos meses.
Tom Purdie, analista principal de GNL de Energy Aspects, señaló que las condiciones de El Niño generalmente apuntan hacia un invierno más cálido, aunque también incrementan el riesgo de alteraciones asociadas con un vórtice polar hacia el final de la temporada.
El escenario de mayor tensión sería la aparición simultánea de temperaturas bajas en Europa y Asia, porque incrementaría al mismo tiempo la demanda europea de calefacción y las compras asiáticas de GNL.
En ese escenario, ambas regiones competirían por los mismos cargamentos de la cuenca atlántica. Purdie destacó que compradores asiáticos ya han demostrado disposición a pagar precios cercanos a la parte alta de los 20 USD/MMBtu, aunque la capacidad de pago comienza a convertirse en una restricción importante.
La variable clave para el invierno será, por tanto, cuánto podría reducirse la demanda asiática como consecuencia de los elevados precios antes de que suficientes cargamentos del Atlántico vuelvan a orientarse hacia Europa.
Asia
La demanda del sur de Asia se mantuvo firme durante la semana pasada. Bangladesh, India y Tailandia continuaron lanzando licitaciones spot de forma regular, según Martin Senior, responsable de precios de GNL de Argus Media.
Esta demanda se produce en un contexto de menor disponibilidad de suministro procedente del Golfo Pérsico y de precios internacionales considerablemente más elevados que los observados antes de la escalada del conflicto en Oriente Medio.
La competencia por cargamentos se ha intensificado además ante la necesidad de asegurar suministro para el invierno. Para determinados compradores asiáticos sensibles al precio, especialmente en mercados emergentes, la capacidad de continuar absorbiendo GNL spot a niveles cercanos a 30 USD/MMBtu será un factor determinante para la evolución de la demanda.
Las disrupciones asociadas al estrecho de Ormuz continúan limitando la salida normal de volúmenes del Golfo. La situación mantiene elevada la prima de riesgo del mercado y obliga a compradores y comercializadores a evaluar fuentes alternativas de suministro.
Como elemento adicional posterior al cierre semanal, QatarEnergy indicó el 21 de septiembre que los daños sufridos en sus instalaciones de Ras Laffan han dejado fuera de servicio alrededor del 17% de la capacidad de producción de GNL de Qatar y que las reparaciones de dos trenes afectados podrían prolongarse durante años. La compañía también señaló que algunas fases posteriores de la expansión North Field East podrían sufrir retrasos como consecuencia de las dificultades logísticas generadas por la crisis del estrecho de Ormuz.
Esta información no explica retroactivamente la variación semanal del precio, pero refuerza la incertidumbre sobre la disponibilidad de suministro qatarí y sobre la duración de la prima de riesgo que actualmente incorpora el mercado.
El impacto de la crisis también está impulsando una mayor diversificación de suministro. Importadores asiáticos están evaluando fuentes alternativas en Estados Unidos, Australia, Indonesia y África Occidental para reducir su exposición a los flujos procedentes del Golfo.
Europa
En Europa, el mercado físico de GNL se mantuvo respaldado por la preocupación sobre los niveles de almacenamiento y por la necesidad de asegurar suministro antes del invierno.
S&P Global Energy evaluó el jueves su benchmark diario de GNL para el noroeste de Europa para cargamentos entregados en octubre, en base exbuque —Delivered Ex-Ship, DES—, en 25,395 USD/MMBtu, con un descuento de 0,435 USD/MMBtu respecto al contrato del mes siguiente en el hub neerlandés TTF.
Argus Media evaluó el GNL del noroeste de Europa en 25,360 USD/MMBtu, mientras que Spark Commodities situó su evaluación en 25,292 USD/MMBtu.
Las tres referencias retrocedieron respecto de la semana previa. El benchmark de S&P Global había sido evaluado entonces en 27,490 USD/MMBtu; Argus, en 27,420 USD/MMBtu; y Spark Commodities, en 27,445 USD/MMBtu.
A pesar de ese descenso, la situación de los inventarios mantiene al mercado europeo vulnerable a interrupciones adicionales.
“El mercado físico de GNL permaneció comparativamente respaldado por las continuas preocupaciones sobre la situación del almacenamiento europeo y la necesidad de asegurar suministro para el invierno”, señaló Aly Blakeway, responsable de GNL del Atlántico de S&P Global Energy.
Los almacenamientos europeos se encontraban alrededor del 68,5% de su capacidad, significativamente por debajo de los promedios históricos para esta época del año. Esa situación continúa sosteniendo las primas de riesgo asociadas al próximo invierno.
La combinación de inventarios relativamente bajos y restricciones sobre los suministros procedentes de Medio Oriente convierte a Europa en un competidor directo de Asia por los cargamentos flexibles disponibles en la cuenca atlántica.
El clima será nuevamente decisivo. Una temporada relativamente suave reduciría la presión sobre inventarios y precios, mientras que episodios prolongados de bajas temperaturas simultáneos en Europa y Asia podrían intensificar rápidamente la competencia internacional por GNL.
Fletes de GNL
En el mercado marítimo, las tarifas de los buques metaneros aumentaron durante la semana pasada.
Las tarifas del Atlántico subieron hasta 24.500 USD por día, desde 20.000 USD por día la semana anterior, lo que representa un aumento de 4.500 USD por día, o 22,5%.
En el Pacífico, las tarifas se situaron en 26.750 USD por día, frente a 24.000 USD por día la semana precedente, un incremento de 2.750 USD por día, equivalente a 11,5%.
Las cifras fueron reportadas por Edward Armitage, analista de Spark Commodities.
Los cargamentos prompt procedentes de la costa estadounidense del Golfo estaban valorados en 24,178 USD/MMBtu.
La economía de arbitraje continúa mostrando señales diferentes dependiendo de la ruta utilizada. Según Armitage, el arbitraje estadounidense del mes siguiente hacia el noreste de Asia a través del cabo de Buena Esperanza continúa favoreciendo Europa, mientras que la ruta a través del canal de Panamá permanece abierta hacia Asia.
Esta diferencia resulta particularmente relevante en el actual entorno de mercado, ya que los compradores europeos y asiáticos compiten por los mismos cargamentos estadounidenses y los costos de transporte pueden determinar el destino económicamente más atractivo.
La situación geopolítica añade otra capa de incertidumbre al mercado marítimo. Las restricciones en Medio Oriente y los riesgos sobre las rutas tradicionales obligan a comercializadores y armadores a considerar no solo el diferencial entre los mercados de destino, sino también la duración de los viajes, la disponibilidad de buques y las primas de riesgo asociadas a cada corredor.
Vaca Muerta necesita infraestructura para monetizar su crecimiento
EXMAR confirmó que el antiguo LNG carrier fue convertido en una Floating Storage Unit (FSU) para su operación en Colombia, identificando a la unidad como TURA y vinculándola directamente al proyecto Regasificadora del Pacífico. La compañía belga mantiene al TURA dentro de su flota con una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 145.896 m³ de GNL; la unidad fue construida en 2005 y opera bajo bandera de Islas Marshall.
