El gas estadounidense entra en una era de mayor volatilidad de precios

Incluso ahora, dos décadas después de su inicio, la revolución del gas de esquisto en EEUU sigue sorprendiendo. Los futuros de referencia Henry Hub a un mes vista cayeron esta semana a un mínimo de 1,52 dólares por millón de unidades térmicas británicas, un nivel visto por última vez en el punto álgido de la pandemia de Covid-19 en 2020. “Excluyendo ese periodo, los precios del gas en EEUU no habían sido tan bajos desde la década de 1990, cuando la demanda era sólo la mitad de la actual”, dice Ed Crooks, vicepresidente de Américas de Wood Mackenzie.

En términos reales, ajustado a la inflación de los precios al consumo, el precio Henry Hub de hoy es sólo alrededor del 20% de lo que era en 2000.

La debilidad de los precios este invierno ha puesto de relieve el hecho de que Norteamérica posee vastos recursos de gas natural que pueden producirse a un coste relativamente bajo. Esta base de recursos respalda la previsión de Wood Mackenzie de que los precios de equilibrio del gas en EEUU seguirán siendo moderados y aumentarán lentamente hasta 2050 y más allá.

Pero aunque las perspectivas de los precios medios del gas se mantienen estables, ha aumentado la posibilidad de volatilidad en torno a esos precios medios. “El Henry Hub superó brevemente los 10 USD/mmBTU hace tan sólo 18 meses, a pesar de la enorme base de recursos de bajo coste. Es probable que la volatilidad de los precios persista hasta que se produzca un aumento sustancial de la capacidad de almacenamiento de gas en Estados Unidos”, añade Crooks.

La causa inmediata de la actual caída del precio del gas ha sido un invierno inusualmente suave. A nivel mundial, este mes de febrero puede haber sido el más cálido jamás registrado. La demanda de gas ha sido menor de lo habitual, y los volúmenes almacenados están muy por encima de su media quinquenal.

Crooks considera que los precios del Henry Hub no pueden mantenerse eternamente por debajo de los 2 USD/mmBTU, porque la oferta se reducirá para reequilibrar el mercado. De hecho -ensu opinión- ya está empezando a ocurrir. Chesapeake Energy, que se convertirá en el mayor productor de gas de EEUU cuando complete la adquisición de Southwestern Energy, dijo esta semana en su anuncio de resultados del cuarto trimestre que aplazaría la finalización de pozos y la puesta en marcha de líneas de producción.

Comstock Resources anunció la semana pasada que recortaba un equipo de fracturación y dos plataformas de sus operaciones en el esquisto de Haynesville, afirmando que estaba "gestionando activamente los niveles de actividad de perforación para responder con prudencia al actual entorno de bajos precios del gas".

“Con el tiempo -continúa Crooks- las medidas adoptadas por estas empresas y otras tensarán el mercado e impulsarán los precios al alza. Pero los efectos tardarán un tiempo en hacerse sentir. El aplazamiento de las terminaciones afectará a la producción de uno a tres meses, y la reducción de las perforaciones suele repercutir entre seis y nueve meses después”.

Y añade: “Si en algún momento los precios del gas vuelven a subir mucho, el ajuste a los niveles medios tampoco será inmediato. Con el tiempo habrá una respuesta en forma de aumento de la oferta, pero las empresas petroleras y gasistas siguen bajo presión para reforzar sus balances y devolver capital a los accionistas, y no se apresurarán a perseguir precios más altos con un aumento de la actividad y la producción”.

Por el lado de la demanda, un factor que solía limitar la subida de precios era el cambio al carbón para la generación de electricidad cuando el gas resultaba demasiado caro. Esto se ha visto debilitado por la pérdida de centrales eléctricas de carbón. A finales de 2013, EEUU tenía 300 gigavatios de capacidad de generación de carbón. Hoy solo tiene unos 179 GW, y la cifra se reducirá aún más a medida que se cierren más centrales.

En 2022, otros dos factores mantuvieron la demanda de gas estadounidense incluso cuando su precio se disparó. Las reservas de carbón eran escasas, por lo que las centrales de carbón que seguían operativas no podían aumentar su producción para sustituir a las de gas. Y los precios mundiales del gas eran altos tras la invasión rusa de Ucrania, por lo que los exportadores de GNL no tenían motivos para suspender las ventas.

Al final, la respuesta de la oferta fue suficiente para hacer bajar los precios. La producción de gas estadounidense creció un 6% entre el primer trimestre de 2022 y el primer trimestre de 2023. Pero no fue lo suficientemente rápido como para impedir que el Henry Hub se mantuviera por encima de los 5 US$/mmBTU durante nueve meses de 2022, alcanzando los 10 US$/mmBTU en agosto.

Eugene Kim, director de investigación de Wood Mackenzie para el gas de las Américas, afirma que Estados Unidos necesita más instalaciones de almacenamiento para suavizar estos picos y caídas en los precios. "Esta mayor volatilidad se debe a que el mercado estadounidense se ha expandido significativamente sin una expansión equivalente de la capacidad de almacenamiento", afirma. "Hemos visto que algunas empresas se han movido para aprovechar estos movimientos de precios invirtiendo en almacenamiento, pero no es suficiente".

El almacenamiento máximo de gas registrado en EEUU es de unos 4 billones de pies cúbicos, y ese nivel no ha variado mucho en la última década, a pesar de que la demanda de gas no ha dejado de aumentar. El total de gas almacenado en EEUU en octubre de 2013 podía cubrir 62 días de demanda. En octubre de 2023 sólo podría cubrir 39 días.

“El valor intrínseco del almacenamiento de gas en Norteamérica, que ha sustentado su modelo de negocio durante décadas, se basa en el diferencial estacional entre los precios de verano e invierno. El gas se inyecta en los depósitos de abril a octubre y luego se retira durante el invierno. Pero en la última década ese diferencial de precios se ha reducido, en parte porque la producción de esquisto ha podido adaptarse en cierta medida a los cambios estacionales de la demanda. El resultado ha sido que el incentivo para construir más capacidad de almacenamiento se ha atenuado”, explica Crooks.

“Si se puede programar bien el mercado para llenar el almacén cuando el Henry Hub está por debajo de 2 USD/mmBTU y vender cuando está a 10 USD/mmBTU, es un buen negocio, por supuesto. Pero esos movimientos de precios en un momento de mayor volatilidad son intrínsecamente difíciles de predecir”, añade.

Otros picos recientes del precio del gas se han producido durante fenómenos meteorológicos extremos, como la tormenta invernal Uri en 2021 y las condiciones de frío en EEUU el mes pasado. Las instalaciones de almacenamiento capaces de operar en esas condiciones podrían haber sido muy rentables. Pero la frecuencia de estos fenómenos puede ser demasiado incierta para justificar la inversión en más almacenamiento.

“La cura para los precios bajos son los precios bajos, y la cura para la volatilidad es la volatilidad. En última instancia, esperamos que se construya más almacenamiento para arbitrar los extremos. Pero hasta entonces, seguirá existiendo la posibilidad de una mayor volatilidad de los precios”, concluye Crooks.

Fuente: Wood Mackenzie****