Los precios del gas en el oeste de Canadá siguen contenidos, a pesar del aumento de producción de GNL

La tan esperada terminal LNG Canada exportó su primer cargamento de gas natural licuado (GNL) el 30 de junio de 2025 desde su instalación en Kitimat, Columbia Británica, marcando la entrada del país en el exclusivo club de exportadores de GNL. LNG Canada, una empresa conjunta entre Shell (40%, socio principal), Petronas (25%), PetroChina (15%), Mitsubishi (15%) y Korea Gas (5%), logró este hito seis años después de tomar la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés).

El oeste de Canadá ha experimentado precios extremadamente bajos del gas, impulsados principalmente por un exceso de oferta de operadores con planes de crecimiento agresivos y cuellos de botella que dificultan el transporte de gas dentro de la cuenca y hacia otros mercados. Por ello, los operadores llevaban mucho tiempo esperando el inicio de LNG Canada para mejorar el acceso y aumentar los precios.

Aun así, como escribieron los analistas de Rystad Energy en octubre de 2024, las sólidas proyecciones de producción para 2025 de los principales operadores canadienses, junto con una fuerte actividad de productores más pequeños y privados, apuntaban a un mercado que seguiría teniendo exceso de oferta pese al arranque de LNG Canada. De hecho, este escenario se ha materializado hasta ahora en 2025.

Los precios spot en AECO han promediado cerca de $0.55 por MMBtu en los últimos tres meses desde el inicio de operaciones de LNG Canada. La estacionalidad influye, ya que los precios del gas suelen ser más bajos durante los meses de verano, cuando la demanda dentro de la cuenca es más débil, pero el mercado sigue estando fundamentalmente sobreabastecido, ya que la creciente demanda de gas de alimentación para LNG Canada aún no ha alcanzado la fuerza del suministro.

Aumento de la producción a ritmo lento

Hasta ahora, el aumento de producción en la instalación de LNG Canada ha sido lento, aunque es común que nuevas terminales enfrenten algunos inconvenientes operativos. A principios de agosto, los cargamentos de LNG Canada se redujeron, ya que el tren 1 operaba cerca del 50% de su capacidad debido a problemas con una de sus turbinas de gas. En agosto, el ritmo de embarques promedió un cargamento cada nueve días, mientras que a plena capacidad, cada tren podrá exportar un cargamento cada cuatro días.

El ritmo de embarques se mantuvo igual a principios de septiembre, aunque se informó que la extracción de gas de alimentación aumentó a cerca del 80% a finales de agosto, lo que indica un incremento en el ritmo de exportaciones. De cara al futuro, Rystad Energy espera que el primer tren de LNG Canada alcance su capacidad total para finales de octubre, con el tren 2 comenzando su aumento de producción en noviembre y la instalación alcanzando su capacidad máxima para mayo del próximo año.

A pesar de que LNG Canada demandará 1.800 millones de pies cúbicos diarios (Bcfd) de gas de alimentación a plena capacidad, la perspectiva de Rystad Energy  para los precios de AECO en el corto plazo sigue siendo bajista, ya que muchos productores en la zona de Montney (Columbia Británica) pueden aumentar rápidamente su producción, gracias a inventarios con bajos costos de equilibrio durante décadas. Una vez que entre en operación la capacidad de transporte intermedio (midstream), es probable que se llene rápidamente por los productores.

Perspectivas prometedoras

Dicho esto, las perspectivas futuras del GNL canadiense parecen prometedoras. Woodfibre LNG y Cedar FLNG, dos proyectos actualmente en desarrollo, se espera que comiencen a aumentar producción en 2027 y 2029 respectivamente, agregando una demanda adicional de 0.7 Bcfd de gas de alimentación.

La capacidad de GNL aún en etapa previa a FID también ha logrado avances regulatorios recientemente. La Fase 2 de LNG Canada fue seleccionada en la primera serie de proyectos de infraestructura referidos a la Oficina de Grandes Proyectos (MPO) para su aprobación acelerada, mientras que Ksi Lisims LNG recibió luz verde para ser construido por parte de los gobiernos de BC y Federal a través de la Ley de Evaluación de Impacto.

También se ha iniciado el trabajo en el gasoducto Prince Rupert Gas Transmission (PRGT), con una ruta más corta aprobada por el gobierno de BC en agosto. Con Shell haciendo declaraciones positivas sobre la Fase 2 de LNG Canada y Ksi Lisims firmando contratos adicionales de compraventa (SPA) este año, los proyectos también están avanzando comercialmente. En total, para mediados de la década de 2030, la capacidad de licuefacción de Canadá podría alcanzar los 6.1 Bcfd.