Los precios del gas natural atados al crudo amenazan proyectos destinados al mercado asiático
Carlos Schwartz
Los contratos de GNL están referenciados al petróleo y la caída del crudo afecta los ingresos gasistas.
Los precios del gas natural licuado (GNL) en los mercados de Asia comienzan a cotizar debajo de los 10 dólares por millón de unidades térmicas británicas (BTU) y los analistas consideran que en este año el promedio de la cotización del millón de BTU quedará en cifras de un solo dígito. Este horizonte de precios no se registraba desde enero de 2011.
Los contratos de GNL están referenciados al precio del crudo, y los contratos firmados se ajustan en general de forma semestral lo cual implica que hay un margen estrecho en los contratos de largo plazo ya que si la caída de precios del crudo es persistente acaba afectando a los contratos. El precio spot en Asia, primer consumidor mundial de GNL, está por debajo de los 10 dólares por millón de BTU.
Tokio Electric Power y Chubu Electric, dos de los principales compradores de gas de Japón tienen como objetivo un precio de compra de entre 7 y 8 dólares por millón de BTU y de acuerdo con los analistas “es cuestión de que esperen porque ya les irán a golpear a la puerta para ofrecerles el gas a esos precios, es solo cuestión de tiempo”. “La perspectiva es que la oferta de gas supere a la demanda, esa es la tendencia dominante en el mercado a largo plazo por el número de proyectos en desarrollo”, añade una de las fuentes consultadas.
El consumo mundial de gas al año es del orden de los 235 millones de toneladas métricas de las cuales un 75% está destinado al mercado asiático. Los dos mayores compradores de ese continente, Corea y Japón acumularon stocks para todo el invierno ya en diciembre oasado con lo cual no sostendrán la demanda en lo que resta del invierno. Los precios del gas en la región se vieron empujados al alza tras el desastre de Fukuyima en 2011. Pero este año entrarán en funcionamiento dos de los reactores parados y eso contribuirá a debilitar la demanda regional.
Pero una de las consecuencias más adversas de esta situación del mercado es liquidar la rentabilidad de muchos de los proyectos en los cuales las grandes productoras de gas han invertido miles de millones de dólares. A los precios actuales es difícil que esos proyectos se mantengan en beneficio.
En la costa Este de Australia British Gas (BG) está haciendo los ajustes finales a un proyecto que ha costado construir más de 20.000 millones de dólares con un exceso sobre presupuesto de alrededor de un tercio sobre la previsión inicial. La planta está en una isla en la que hay otras grandes inversiones de sus competidores como Total, Santos y Conoco Phillips. BG tiene un contrato a 30 años con China National Offshore Oil Company (CNOOC) quien a sus turno es socio minoritario del proyecto.
Chevron y Royal Dutch Shell pueden ser otras de las víctimas de esta coyuntura. La inversión combinada de las dos empresas en la extracción y licuefacción de gas para abastecer al mercado asiático en los últimos siete años ascendió a 250.000 millones de dólares. Para financiar sus proyectos las empresas en este sector firman contratos de largo plazo por adelantado vinculados al precio del crudo. En el presente escenario para cuando algunas de las operaciones entren en producción lo harán a precios sensiblemente inferiores a los que regían a la hora de la firma y sobre los cuales las empresas hicieron sus previsiones.
Una de las primeras víctimas de esta situación ha sido Petronas que postergó de forma indefinida el inicio de un proyecto por importe de 32.000 millones de dólares en la costa del Pacífico de Canadá. Repsol que vendió hace un año sus activos de GNL en Perú y Trinidad Tobago hizo caja por unos 4.100 millones de dólares y firmó un contrato a 10 años con Shell para el abastecimiento de GNL para su terminal de regasificación en Canadá, Canaport, del orden de los 10 millones de toneladas. Las petrolera española busca ahora un socio que aporte unos 4.000 millones de dólares para añadir en Canaport una planta de licuefacción de gas. Sin embargo las perspectivas de precios pueden dificultar este objetivo. El cometido de la planta sería envasar GNL para su venta en Europa.
El punto de equilibrio para los grandes proyectos de GNL en Australia requieren un precio de entre 12 y 14 dólares por millón de BTU, de acuerdo con analistas financieros y de bancos. En algunos casos en los que las inversiones han sido más costosas que la media ese precio puede no ser suficiente.
Las expectativas de las grandes petroleras es que en el largo plazo la demanda exceda a la oferta, en particular si China decide acelerar el paso del carbón al gas como combustible industrial para reducir los niveles de contaminación ambiental en el país. Pese a los sobrecostes que ha sufrido en el desarrollo de su proyecto australiano BG considera que rentabilizará su inversión en Queensland porque esta es rentable en una franja amplia de precios, de acuerdo con la empresa.
El proyecto Gorgon en la costa Oeste de Australia que tiene como socios a Chevron, Shell y Exxon, ha visto crecer sus costes en un 45% desde su inicio en 2009. El proyecto debe terminarse a lo largo de este año y entrará en producción de inmediato. Antes de fin de año el director financiero de Chevron, que es el operador del proyecto, afirmó que Gorgon “pasaría de consumir dinero a ganarlo en un breve lapso de tiempo”. Lo cual sugiere que el operador sabe que saldrá con su gas al mercado perdiendo dinero hasta que los precios del crudo se recuperen, algo que no tiene una fecha clara. En Australia hay en construcción o recientemente terminados cinco grandes proyectos de GNL, incluyendo a Gorgon, y la mayoría iniciarán producción a pérdida. “No tener beneficios en el arranque de proyectos que han tenido muy altos costes contribuye de forma inmediata al deterioro de las cuentas de las empresas de gas y petróleo que han hechos inmensas inversiones para explotar los recursos naturales”, señala una de las fuentes consultadas.
