El índice UP World LNG Shipping, el único índice bursátil del mundo centrado en las compañías navieras de GNL, ganó un 3% la semana pasada. Las acciones estadounidenses representadas por el índice S&P 500 perdieron un 0,3%.
Las existencias de envío de GNL continúan aumentando. El mayor ganador de la semana pasada fue Flex LNG (NYSE: FLNG) con un 13,8 %.El segundo es bp plc (NYSE: BP) con un 8%.
Shell (NASDAQ: RDS.A) aumentó casi un 6 % y NYK Line (TSE: 9101) un 4,7 %. La semana pasada también fue exitosa para Golar LNG (NASDAQ: GLNG), MOL (TSE: 9104) y Chevron (NYSE: CVX).
La primera empresa subió un 4%, MOL y Chevron ganaron más del 3%. PAO Sovcomflot (ME: FLOT) perdió un 5%, el descenso más significativo de la semana pasada. Sólo otras dos empresas en quiebra disminuyeron un 3 %: SM KLC (KRX: 005880) y Awilco LNG (OSE: ALNG). La caída de ALNG todavía puede considerarse una corrección sin un cambio de tendencia.
UP World LNG Shipping Index es una familia de índices bursátiles basada en reglas diseñada para mostrar y medir el desempeño de las empresas mundiales que cotizan en bolsa involucradas en el transporte marítimo de gas natural licuado (GNL). Este índice único cubre 19 empresas y asociaciones de países de todo el mundo como EE.UU., Qatar, Japón, Noruega, Corea del Sur y Malasia. El índice cubre más del 65% de la flota mundial de transportadores de GNL.
CUÁL ES EL PRONÓSTICO DE WOOD MACKENZIE
Los precios caerán si se pone en servicio el Nord Stream 2. Pero prepárate para otro año lleno de baches por delante
Según el documento al que accedió Hydrocarbonengineering A medida que los precios mundiales del GNL continúan cotizando a niveles récord, hay dos elementos clave que definirán los precios en 2022: la dinámica del clima invernal y el momento de la puesta en marcha de Nord Stream 2.
El análisis de Wood Mackenzie sugiere que con los niveles actuales de exportaciones rusas y considerando condiciones climáticas normales, los inventarios de almacenamiento europeos estarán por debajo de los 15 000 millones de m 3 a finales de marzo, un mínimo histórico.
Los precios eventualmente bajarán cuando termine el invierno, pero los requisitos para recargar las instalaciones de almacenamiento serán altos, unos 20 a 25 mil millones de m 3 más que el año pasado. La puesta en marcha de Nord Stream 2 bien podría ser la única opción para recargar el almacenamiento y evitar que se repita la crisis invernal del año pasado.
El vicepresidente Massimo Di Odoardo dijo: “La dinámica climática en Asia dictará si la reciente ola de importaciones de GNL de EE. UU. a Europa continuará más allá de enero, limitando los retiros de almacenamiento y ayudando a reequilibrar el mercado.
“Pero Europa aún no está fuera de peligro. El clima frío en Asia podría generar servicios públicos locales para entregas en febrero y marzo, lo que limitaría la disponibilidad de GNL en Europa. Un invierno frío en Europa podría sumar hasta 10 000 millones de m 3 de demanda adicional de gas, lo que llevaría los inventarios de almacenamiento a casi cero antes de finales de marzo. Y la puesta en marcha de Nord Stream 2 podría detenerse por completo si aumentan las tensiones entre Rusia y Ucrania, como advirtió recientemente el gobierno alemán".
“El clima invernal normal, incluso en Asia, y la visibilidad de la puesta en marcha de Nord Stream 2 harían bajar los precios, aunque la demanda de almacenamiento (y los altos precios del carbono) mantendrán los precios por encima de los 15 dólares estadounidenses por millón de Btu. Pero un invierno frío en Europa y Asia, junto con la continua incertidumbre sobre la puesta en marcha de Nord Stream 2, podría hacer que los precios aumenten aún más a lo largo de 2022: prepárese para otro año lleno de baches”.
Los niveles de indexación del petróleo aumentarán, alcanzando potencialmente el 12% sobre una base promedio ponderada. Los contratos que comienzan antes de 2025 atraen primas, mientras que los que comienzan después tienen un precio de descuento
La indexación del petróleo en los contratos de GNL a largo plazo ha tenido una tendencia a la baja durante los últimos 10 años, como consecuencia de una mayor disponibilidad de suministro no contratado, más recientemente de Qatar, y un apetito reducido por contratos a largo plazo a favor de una mayor exposición al contado.
Pero 2022 será un punto de inflexión para los contratos indexados al petróleo de GNL, con el nivel de indexación firmemente en aumento. Dado que se espera que los precios al contado del GNL asiático promedien cerca de US$15/millón de Btu durante los próximos cinco años, el nivel actual de indexación del petróleo (y los precios del petróleo) dará como resultado un descuento promedio anual de US$7/millón de Btu sobre el GNL al contado. Inevitablemente, la demanda de contratos a largo plazo aumentará, elevando los niveles de indexación del petróleo.
Los requisitos de contratación siguen siendo diferentes en los próximos 10 años. Hasta 2025, la disponibilidad limitada de suministro no contratado está alimentando las preocupaciones sobre la seguridad del suministro, lo que eleva los niveles indexados al petróleo. Más allá de 2025, la subida de precios se mantendrá bajo control por la mayor disponibilidad de suministro no contratado de Qatar y Rusia, las incertidumbres sobre la demanda a largo plazo de los compradores heredados del noreste de Asia y los competitivos contratos Henry Hub plus.
Los niveles de indexación del petróleo aumentarán, alcanzando potencialmente el 12% sobre una base promedio ponderada. Pero el mercado permanecerá bifurcado, con contratos que comienzan antes de 2025 atrayendo primas mientras que los que comienzan después tienen un precio de descuento.
El vicepresidente Valery Chow dijo: “2021 vio el regreso de la actividad de contratación a sus niveles más altos en los últimos cinco años. Asia representó el 85% de los contratos globales firmados, con China a la cabeza.
“Esperamos que la actividad de contratación de GNL se mantenga sólida en 2022. Se espera nuevamente que los compradores chinos lideren el camino y representen la mayoría de los nuevos contratos a largo plazo firmados. Por otro lado, esperamos una actividad más moderada por parte de los compradores japoneses. A pesar de los altos precios al contado, se prevé que la contratación a largo plazo para Japón continúe debilitándose ante las incertidumbres de la transición energética y una mayor confianza en las capacidades comerciales de los principales compradores.
“Se espera que los contratos híbridos y vinculados a Henry Hub sigan estando de moda en 2022 debido a los beneficios de precios de los contratos de Henry Hub y la disponibilidad de nuevos suministros en EE. UU. Por el contrario, esperamos pocos acuerdos a largo plazo vinculados a JKM, ya que los compradores siguen temerosos de la volatilidad de los precios asociada”.
Existe un impulso detrás de los nuevos proyectos de GNL, pero es poco probable que los FID provengan de proyectos patrocinados por grandes empresas en 2022
Dado que se espera que los precios del GNL sean estructuralmente más altos y la indexación del petróleo en aumento, hay mucho impulso detrás de los nuevos proyectos de GNL. Wood Mackenzie espera 79 millones de tpa de GNL adicional para tomar la decisión final de inversión (FID) durante los próximos dos años, incluidos 33 millones de tpa en América del Norte, 16 millones de tpa en Qatar y 20 millones de tpa en Rusia. Y hay potencial para el alza.
Las grandes petroleras han estado al margen hasta ahora, pero es probable que se tomen medidas en 2022. Wood Mackenzie espera que varias de ellas concluyan las negociaciones con QatarEnergy para asegurar una parte del desarrollo de North Field East. TotalEnergies bien podría adquirir una parte del proyecto Arctic LNG-1 de Novatek, similar a lo que hizo en Arctic-2 y Yamal. Y también es posible que las grandes continúen asegurando acuerdos de compra con proyectos de terceros en América del Norte, tanto en la costa este como en la occidental. Sin embargo, parece poco probable que un importante patrocinador de uno de sus proyectos de capital en 2022.
El gas seguirá siendo un pilar de las estrategias de transición energética de las grandes, pero su opcionalidad para inversiones en proyectos de capital brownfield y greenfield sigue siendo limitada por ahora.
La prioridad cambia de la compensación de emisiones de CO 2 a la reducción material de carbono, pero aún no hay FID en medidas más intensivas en capital (como CCS)
El GNL con compensación de carbono floreció en 2021, con 28 cargamentos anunciados, un aumento de cinco veces en comparación con 2020. Sin embargo, el entusiasmo parece estar desvaneciéndose, posiblemente debido a los altos precios del GNL, pero también como consecuencia de las crecientes críticas a lo que había comenzado a ser visto como una práctica de 'lavado verde' debido a la baja calidad y los costos de las compensaciones.
Esto empujará a la industria del GNL a centrarse en la reducción de CO 2 en toda la cadena de valor, que debe ser el objetivo final, con compensaciones implementadas solo para las emisiones inevitables.
Algunas empresas ya se han estado moviendo en esa dirección, pero hasta ahora la atención se ha centrado en la fruta madura. Los productores han estado explorando programas para reducir la quema, la ventilación y las fugas de metano, mientras que los desarrolladores de GNL en los EE. UU. han estado buscando obtener gas certificado por terceros que esté más cerca de la planta y con bajas emisiones de metano (gas de origen responsable o RSG). Sin embargo, los proyectos más intensivos en capital, incluido el uso de energía baja en carbono y/o captura y almacenamiento de carbono (CCS), permanecen en una etapa de evaluación.
Estados Unidos será el lugar a observar, también debido a un crédito fiscal de hasta US$50/t para los desarrollos de CCS. Sin embargo, es posible que se requiera un precio global adecuado del carbono asociado con el comercio de energía para que se gasten inversiones sustanciales en la reducción de las emisiones de Alcance 1 y 2, y aún faltan algunos años para eso.
La demanda mundial de gas seguirá siendo resistente a corto plazo, pero el papel del gas en la transición energética se verá presionado a medida que los precios se mantengan altos
Las señales de destrucción de la demanda han sido limitadas hasta ahora. A pesar del fuerte crecimiento económico en Europa, la demanda de gas en la industria y la energía se ha reducido un 4 % desde el verano, en comparación con los últimos cinco años. En Asia, la demanda de GNL ha seguido aumentando, ya que la mayor parte de la oferta tiene un precio de contratos heredados indexados al petróleo, que actualmente se cotizan a la mitad del valor de los precios al contado del GNL asiático.
Di Odoardo dijo: “Eventualmente, sin embargo, los precios más altos ejercerán presión sobre la demanda. En Asia, la justificación para cambiar del carbón al gas disminuirá, ya que los precios al contado más altos del GNL se traducirán en precios de contrato indexados al petróleo más altos.
“Mientras tanto, aumentará la inversión en energías renovables y baterías, lo que limitará el margen para que crezca la demanda de gas. Y en Europa, donde el movimiento hacia las energías renovables ya está en marcha, los responsables políticos buscarán acelerar el alejamiento del gas natural, como sugiere la reciente propuesta de la UE para apoyar el biometano y el hidrógeno”.
El gas se considerará una inversión de transición en la taxonomía de la UE, pero esto no es una panacea para la industria del gas
Los Estados miembros de la UE debatirán la taxonomía de las inversiones sostenibles después de que la Comisión Europea publicara su última versión, clasificando las centrales eléctricas de gas eficientes y constantes como inversiones de transición.
A primera vista, si las plantas que funcionan con gas sin cesar se definirán como "inversiones de transición" en la taxonomía de la UE podría ser un momento de la verdad para la industria mundial del gas. Los inversores financieros y no financieros podrán aumentar su «puntuación ecológica» empresarial invirtiendo en gas, incluso fuera de Europa. Otros países que desarrollen taxonomías similares se animarán a incluir también el gas, particularmente en los mercados asiáticos donde el carbón aún domina, como propuso recientemente Corea del Sur.
Di Odoardo dijo: “Pero el reconocimiento de la UE de las centrales eléctricas de gas como una inversión de transición no es una panacea para la industria del gas. Los precios del gas tendrán que bajar para adaptarse a las mayores inversiones en el uso del gas. Y el límite de emisiones de CO 2 propuesto de 270 g/KWh, junto con el compromiso de utilizar al menos un 30 % de gas renovable o de bajo carbono para 2026 y un 100 % para 2035, significa que el uso de gas natural convencional debería reducirse con el tiempo si una central eléctrica alimentada con gas debe clasificarse como 'transicional'. El uso constante de gas natural en la UE está destinado a disminuir, incluso si la UE clasifica las inversiones en plantas alimentadas con gas como inversiones transitorias”.
