edición: 28267 , Jueves, 17 octubre 2019
09/10/2019

La acumulación de excedentes de gas estrecha el diferencial de precios entre Estados Unidos y Europa

La capacidad de almacenamiento en ambas regiones está al límite y los operadores esperan al invierno
Carlos Schwartz
Los fuertes excedentes de gas por la baja demanda han llevado la capacidad de almacenamiento en Estados Unidos y Europa hasta el límite. Esto se ha reflejado en los precios con el contrato a Noviembre por millón de BTU en los 2,3 dólares en la terminal estadounidense de Henry Hub y en 10 euros el Mwh en Holanda, que es el precio de referencia en Europa. Si se convierten los valores tenemos que el Mwh estadounidense es de 6,8 dólares, lo que supone un estrechamiento significativo del diferencial de precios entre regiones si se suma al precio de Henry Hub el flete del gas natural licuado. Mientras tanto los suministradores de gas no piensan reducir la producción ni los embarques, mientras las previsiones del tiempo para otoño son de temperaturas medias superiores a las habituales en esta época del año. Esto se traduce en debilidad de la demanda y la posibilidad de que las existencias aumenten todavía más, lo cual va a gravitar sobre los precios. Los analistas del sector consideran que el precio puede bajar de los 10 euros por Mwh, algo que ya ocurrió en septiembre con un precio de poco más de 7 euros por Mwh. Pero omitiendo precios puntuales, desde julio los precios del gas no logran recuperarse de sus mínimos de una década, lo cual en ciertos momentos ha alineado el precio del gas estadounidense más el coste del flete al precio en Europa. 
El pasado mes las existencias en los depósitos de Europa noroccidental, Italia y Austria llegaron casi a su máxima capacidad de almacenamiento con un 94% de su capacidad, lo cual lleva a los bancos de negocios a determinar que el precio continuará débil, a menos que el frío drene los depósitos. Pero en buena medida el nivel de precios se debe a la competencia por cuota de mercado entre grandes productores, lo que desemboca en una rencilla entre los exportadores estadounidenses y Rusia que fuerza los precios a la baja. Las empresas gasistas están haciendo acopio de reservas a bajos precios a la espera de que el frío finalmente cambie las tornas y la demanda suba, lo cual les permitiría hacer una buen diferencia con la venta de gas a los consumidores resdidenciales e industriales.

Algunos analistas esperan que promediando el otoño el precio del gas registre una caída del 20%. De acuerdo con información de la rusa Gazprom los embarques de gas a Europa caerían este año en 192.000 millones de metros cúbicos, lo que representa una diferencia del 4,5% respecto del suministro récord de 2018. Pero nadie espera que la gasista rusa vaya a reducir producción por esta moderación. La batalla por acaparar más mercado se mantiene fomentada por los envíos de GNL estadounidense debido a la firma de muchos contratos de largo plazo con las exportadoras estadounidenses por parte de las gasistas europeas. “Este es un mercado en el que lo que importa es mantener los márgenes y los precios no son determinantes porque se pueden compensar por volumen”, afirma un operador.

Pero en Estados Unidos esta debilidad de la demanda y la continuada extracción de gas está creando problemas más profundos en la medida que no resulta fácil reducir producción. Las empresas que son extractoras puras de gas y operan en la región de los Apalaches, la más rica en reservas de este combustible fósil, se enfrentan al dilema de reducir extracción y perder cuota de mercado para defender los precios. Si lo hacen, las petroleras que obtienen gas de forma colateral, por ejemplo en la cuenca Pérmica, no pueden frenar la producción de este último combustible y entre quemarlo o venderlo, prefieren venderlo. Por añadidura la legislación sobre emisiones sólo les permite quemar uno días tras la perforación de un pozo o si hay un problema de equipo transitorio. Esto ha llevado a las petroleras independientes que operan en la cuenca Pérmica de Texas a mantener la extracción de crudo y quemar lo que puedan del gas excedente. Pero una vez agotada esta posibilidad deben vender el gas en Waha, Texas, donde se procesa y se transporta por los gasoductos hasta Cushing, o hasta las plantas petroquímicas o terminales de exportación.

Sin embargo, la capacidad de los gasoductos de Waha estuvo saturada durante la mayor parte del año, con lo cual se han registrado precios negativos del gas en este centro de procesamiento y distribución. Los precios han oscilado entre cero y menos 4 dólares por cada mil pies cúbicos, de acuerdo con los datos del mercado en Waha. Los excedentes allí están de una parte vinculados a la baja demanda estacional por factores de clima. De la otra a la continuidad forzada en la producción de gas por parte de las petroleras independientes, que no pueden dejar de bombear crudo para poder pagar sus créditos y bonos para evitar ir a la quiebra. Esta es una situación verdaderamente paradójica en la cual han entrado también las empresas de gasoductos.

Ante la existencia de un déficit de transporte de gas en esta coyuntura y ante el incremento de la producción de este combustible, las compañías se han lanzado a reforzar líneas de tuberías para la conducción de gas y petróleo. El gasoducto Kinder Morgan Gulf Coast Express comenzará a operar en noviembre, y su proyecto denominado Autopista Pérmica tiene previsto estar operativo dentro de un año. Tras estos el gasoducto Whistler comenzará a operar en 2021. En conjunto estos proyectos harán que la capacidad de transporte de petróleo y gas de la cuenca Pérmica aumente desde sus estimados 2,2 millones de barriles diarios en la actualidad, hasta los 6,4 millones de barriles diarios en 2020, y hasta los 7,9 millones en 2021. 

Esta nueva red de tuberías tendrá una capacidad equivalente a la producción combinada de crudo de Kuwait, Angola y Argelia de acuerdo con el columnista John Dizard del Financial Times. Los analistas tienen dudas de que las petroleras de la cuenca Pérmica sean capaces de abastecer esa capacidad de transporte, o que tengan clientes suficientes para esos volúmenes. Esto plantea un escenario de crisis en el sector del gas y el petróleo no convencional que va a arrastrar a las compañías de gasoductos si la guerra comercial con China prosigue. Desde la aplicación de una tarifa compensatoria del 10% a la compra por parte de China de gas natural licuado no se ha registrado la firma de nuevos contratos, de acuerdo con fuentes del sector. En este contexto no parece que el precio del gas vaya a subir de forma significativa, a menos que entremos en una glaciación imprevista, aunque con el cambio climático nada se puede descartar.

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