Cuando, en 2012, Cheniere Energy Inc. puso en marcha su primera planta de licuefacción de gas natural (GNL), se consideró que el proyecto marcaría el inicio del final del dominio de Rusia, con su red de gasoductos, en los mercados del gas natural de la Unión Europea. Muchos esperaban una lucha sin cuartel entre el GNL producido en los Estados Unidos y el gas producido en Rusia por el control de los precios en el mercado del gas licuado de Europa noroccidental, y muchos todavía la esperan.Sin embargo, los últimos datos facilitados por el Departamento de Energía de los Estados Unidos sobre las exportaciones de la terminal de exportación Sabine Pass de Cheniere – actualmente la única que opera en las instalaciones estadounidenses para la exportación de GNL – demuestran que en los primeros 15 meses de funcionamiento de la terminal de Louisiana, sólo el 7,3% de las exportaciones iban destinadas a la Unión Europea y ni una sola molécula de gas estadounidense fue a parar a Europa noroccidental. Todas las exportaciones intracomunitarias se dirigieron a España, Portugal, Italia y Malta, y la Península Ibérica fue el destino de un 85% de éstas.
De hecho, los principales destinos del gas de Cheniere han sido América del Sur y el Caribe, que representaron el 42,9% de todas las exportaciones, y Asia, que representó un 30%. México fue el mayor mercado para el gas de Cheniere, ya que las importaciones de este país casi triplicaron los volúmenes totales suministrados a la UE.
Antes de que comenzaran las exportaciones, había grandes expectativas para el gas de Cheniere en el mercado europeo. Cheniere Marketing International LLP firmó dos acuerdos con EDF en 2015 para suministrar hasta 50 cargamentos de GNL a Europa entre 2016 y 2018 a precios indexados al TTF. En ese mismo año, Cheniere suscribió un acuerdo con Engie S.A. para suministrar hasta 60 cargamentos entre 2018 y 2023.
El mercado sigue creyendo que, una vez que las exportaciones del GNL producido en los Estados Unidos empiecen a fluir hacia Europa, establecerán un precio máximo para el GNL europeo y un tope a los precios del gas transportado por gasoducto a la UE. Dado que las cifras del Departamento de Energía indican que, a finales de abril, no se había realizado todavía ninguna venta en el marco de ninguno de los dos acuerdos mencionado, el establecimiento de este tope máximo podría aún tardar mucho tiempo.
Según se informa, en el mes de junio se suministraron cargamentos de GNL de Sabine Pass a los Países Bajos y Polonia, y está previsto el suministro de otro a Lituania, aunque, al parecer, dichos cargamentos fueron de entrega inmediata y no se suministraron en el marco de un contrato a largo plazo.
Hasta el momento, el fracaso del intento de los Estados Unidos de exportar su GNL a Europa noroccidental parece estar relacionado con los costos. Según la información facilitada por el Departamento de Energía, el precio medio ponderado de las exportaciones de GNL estadounidense en el marco de contratos a largo plazo, incluidas las tarifas de licuefacción, correspondiente a los cuatro primeros meses de este año fue de 6,77 dólares por millón de BTU (precio FOB), en comparación con 6,00 dólares por millón de BTU (índice TTF).
Incluso los cargamentos adquiridos por España a principios de 2017 a un precio relativamente alto se vendieron a aproximadamente 7,00 dólares/b (precio FOB) frente al precio del Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS), que es como promedio de 7,30 dólares por millón de BTU. La adición de los costos de flete a los costos FOB de estos cargamentos permite suponer que los compradores, en el mejor de los casos, lograron cubrir gastos.
Eso significa que, en los Estados Unidos, los precios FOB del gas natural licuado son mucho más elevados que los precios nacionales del gas en la Unión Europea, en particular en el importante mercado del Norte de Europa. De modo que la esperada oportunidad de arbitraje transatlántico queda eliminada casi totalmente, sobre todo ante unos competidores capaces de igualar los precios nacionales en los países de la UE. La persistente prevalencia de la fijación de los precios del GNL vinculados al petróleo en un mercado petrolífero débil, que está en una posición larga tanto en lo que respecta al petróleo como en lo que respecta al gas, puede extenderse más allá de Europa y hacer que las exportaciones de GNL estadounidense resulten también poco atractivas en Asia. El costo medio en el Japón del GNL indexado al petróleo entre los meses de enero y abril fue de 7,65 dólares por millón de BTU.
Parece que el principal obstáculo para hacer competitivo el gas producido en los Estados Unidos es el nivel de las tarifas de licuefacción, que, en los contratos que se suscriben en este país, se añaden al precio del producto básico para fijar el costo FOB del GNL. Según los datos sobre Cheniere que constan en los archivos de la Comisión de Valores estadounidense, mientras que los primeros que impulsaron el GNL de Sabine Pass, entre los que se encuentran Shell y la española Gas Natural, están pagando entre 2,25 y 2,50 dólares por millón de BTU, otros titulares de contratos están pagando 3,00 dólares por millón de BTU. Al parecer, los compradores de GNL procedente de otras terminales estadounidenses en construcción han acordado pagar tarifas de licuación de hasta 3,50 dólares por millón de BTU.
¿Qué hace falta para que cambie esta situación? Las actuales fórmulas de fijación de precios del gas natural licuado producido en los Estados Unidos serían más atractivas que las formulas de fijación de precios vinculados al petróleo si se diera una combinación de tres factores: bajos precios Henry Hub para el gas, una situación difícil en el mercado mundial del GNL y precios elevados del crudo que harían subir el precio del GNL indexado al petróleo. En ausencia de agitaciones geopolíticas importantes, solo el primer factor parece probable en los próximos años. En este contexto, se dice que los patrocinadores de algunos proyectos en desarrollo relacionados con el GNL estadounidense incluso están considerando alternativas a la fijación de precios indexados al petróleo.
La pregunta fundamental es cómo se explicaría que los compradores del gas natural licuado estadounidense que han suscrito contratos a largo plazo estuvieran dispuestos a pagar un recargo para llevar el GNL producido en los Estados Unidos a un mercado saturado, en lugar de adquirirlo a otros suministradores con una estructura más tradicional, como Qatar o Australia, a un precio vinculado al precio del petróleo. Tal vez los grandes compradores de cartera del Japón y Corea del Sur estén contentos con la diversificación del suministro que les ofrece el gas estadounidense, pero los compradores del gas de Sabine Pass, como GAIL, en la India, ya están adoptando medidas para limitar su exposición directa al GNL estadounidense. Reuters informó en marzo de que GAIL ha intercambiado una proporción significativa de su disponibilidad de gas natural licuado estadounidense con el operador Guvnor a cambio del GNL suministrado a la India. Reuters informó en junio de que GAIL está intentando renegociar las condiciones de sus contratos con los productores de GNL de los Estados Unidos para obtener precios más bajos.
Después de todo, ¿por qué pagar casi 7 dólares por un producto básico que viene de tan lejos cuando alguien te lo puede suministrar en tu misma puerta pagando un dólar menos?
Traducción del artículo " GGP: Will US LNG Remain Priced Out of Europe?"
publicado por Bill Barnes y Ana Stanic en Natural Gas World, el 14 de julio de 2017.
Bill Barnes es Director de la consultoría Pisgah Partners Ltd especializada en los mercados del petróleo y el gas y en el desarrollo de proyectos de generación de energía.
Ana Stanic, especialista en temas de energía de la Unión Europea y en derecho internacional.