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Interrupción masiva del suministro en Europa y aumento de los precios mundiales. Ningún otro producto básico como el gas ha enfrentado los desafíos extremos desde la invasión rusa de Ucrania, indicó un reporte de la consultora de energía Wood Mackenzie.

En una entrevista, Simon Flowers, Presidente, analista jefe y autor de The Edge en Wood Mackenzie se reunió con Kateryna Filippenko, directora de Global Gas Research, para conocer las opiniones más recientes de su equipo sobre el mercado de gas en Europa.

¿Cómo pinta este invierno en Europa?

Mejor de lo que podríamos haber esperado hace unos meses en algunos aspectos, pero ha tenido un alto costo. Los precios extremadamente altos durante todo el año han extendido la asequibilidad para los consumidores y debilitado la economía.

Los altos precios han golpeado duramente la demanda (un 22% menos para los sectores no energéticos año tras año de julio a octubre) y han atraído los suministros de GNL destinados a Asia. Este reequilibrio, combinado con el clima cálido de las últimas semanas, ha mantenido el almacenamiento lleno en un 93 %, muy por encima del 80 % «normal» de principios de diciembre. El clima frío es ahora el principal riesgo de este invierno, pero creemos que debería haber suficiente gasolina, salvo un invierno excepcionalmente largo y frío.

Eso no significa que Europa esté fuera de peligro. Sin el gas de Rusia, el mercado se enfrenta a tres años más de precios elevados y al ciclo repetido de recarga del almacenamiento con fuentes alternativas de gas de tubería importado y GNL en el verano, gestionando la demanda durante todo el año y esperando lo mejor cada invierno. Es solo en el calendario 2026 que finalmente llega el alivio con importantes suministros nuevos de GNL. Hasta entonces, habrá un efecto combinado de los altos precios sobre los consumidores y el crecimiento económico.

¿Hay suficiente inversión en nueva oferta?

Estamos en las primeras etapas de un ciclo de auge del GNL. Esperamos que la oferta mundial aumente un 45 % para 2030 (ver gráfico). En los últimos dos años se han sancionado nuevos proyectos que entregarán 78 MTPA de suministro; y esperamos otros 90 MTPA de 2023 a 2025.

Se requiere una enorme inversión adicional (alrededor de 400 000 millones de USD) solo en licuefacción, transporte y regasificación (incluidos los proyectos ya sancionados) y mucho más en el gas upstream. Dos tercios de los casi USD200 mil millones gastados en licuefacción están destinados a plantas en América del Norte.

¿Volverá el mercado a la normalidad después de 2025?

Los nuevos volúmenes aliviarán la presión sobre el sistema y reducirán los precios desde los niveles excepcionales de hoy. Incluso existe cierto riesgo de exceso de oferta que podría resultar en precios muy débiles temporalmente a medida que los proyectos aumentan entre 2027 y 2029.

La inversión en infraestructura de gas que se está poniendo en marcha en toda Europa será fundamental. La nueva capacidad de regasificación y los interconectores deberían aliviar los cuellos de botella expuestos este año y ayudar a que el gas fluya hacia los lugares correctos en el momento correcto.

Dado que Europa depende cada vez más del GNL importado en los mercados de gas y energía, la volatilidad de los precios llegó para quedarse. Europa seguirá compitiendo con Asia por el suministro de GNL en momentos de alta demanda.

Esperamos que los precios europeos del gas (TTF) se asienten entre USD9 y USD10/MMBtu, estructuralmente más altos que antes de la guerra, para reflejar estos factores.

¿Sigue siendo el GNL una historia de crecimiento a más largo plazo?

Sí. Seguimos pensando que el gas y el GNL desempeñarán un papel fundamental para lograr el cero neto para 2050 al desplazar al carbón con mayor intensidad de carbono en las economías en desarrollo. Pero eso solo sucederá si el GNL es más asequible de lo que es hoy: los precios del gas deben bajar.

Esperamos que la demanda de GNL crezca 200 MTPA, o un 50 %, durante los próximos 10 años. Asia representa dos tercios, gran parte en China e India; así como en Pakistán y Bangladesh, donde el suministro doméstico de gas está disminuyendo. Por el contrario, las importaciones de GNL a los mercados de gas asiáticos maduros, como Japón y Corea del Sur, disminuirán a medida que diversifiquen su combinación energética hacia las energías renovables y la nuclear.

Europa sigue siendo un mercado candente con una demanda de GNL que aumentará un 60 % en 2022 y se espera que crezca un 25 % adicional para 2028. Sin embargo, después de eso, según nuestra última opinión, la demanda disminuirá considerablemente durante la década de 2030 a medida que la UE acelere su impulso a energía con niveles bajos de carbono. Existe un mayor riesgo a la baja si la política de la UE logra sus ambiciosos objetivos REPowerEU.

¿Los compradores firmarán contratos a largo plazo?

Todavía hay apetito en algunos sectores, como lo demostró el reciente acuerdo de 27 años de QatarEnergy para suministrar 4 MTPA de GNL a Sinopec de China. QatarEnergy y ConocoPhillips anunciaron un acuerdo para vender 2 MTPA durante 15 años para entregar en Alemania.

Si bien muchos desarrolladores independientes de GNL confían en contratos a largo plazo para respaldar el financiamiento de nuevos proyectos, los compradores desconfían cada vez más de comprometerse con contratos tradicionales a largo plazo debido a la incertidumbre en torno a la resistencia de la demanda de gas más allá de mediados de la década de 2030. La tendencia es particularmente aguda en Europa, donde la política de la UE apunta a minimizar el consumo de gas a mediano plazo. Las empresas de servicios públicos normalmente no querrán comprometerse con contratos de más de 15 años.

Esa es una oportunidad para los agregadores de GNL con un negocio de cartera comercial internacional diversificado. Pueden asumir el riesgo de los contratos de mayor duración y ayudar a financiar los nuevos proyectos. Pero por asumir el riesgo, los agregadores esperarán un retorno: GNL de reventa de mayor precio.

Fuente: Wood Mackenzie

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