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Esta semana en Cancún se ha hablado mucho de la imparable caída de los precios del gas natural en el mundo. Ya en octubre lo comentábamos en mi primer artículo y las cosas no han mejorado. El propio ministro de energía de Argelia, el octavo país del mundo en reservas de gas natural, mostraba su preocupación ante una situación de precios que no para de empeorar a pesar de haber pasado uno de los inviernos mas fríos de los últimos veinte años. Si hay algo que ha quedado claro en este invierno, con la demanda de gas a niveles récord por el temporal de frío, es que el entorno de sobrecapacidad de gas, casi 50 BCM anuales, sigue manteniendo los precios del gas natural a niveles deprimidos.

Antes de 2008 los precios del carbón marcaban el “suelo” del precio del gas natural… Pero ahora los precios del carbón marcan el “techo”. ¿Por qué? Porque ante este entorno de sobrecapacidad la única manera de reducir el exceso de inventarios de gas es a través de la generación eléctrica con ciclos combinados (gas) que compita en precio y desplace la generación de carbón.  Pero el precio no se recupera puesto que cuando alcanza paridad con el carbón, éste entra en el “mix” de generación de nuevo. Y dado que  en electricidad también existe excesiva capacidad instalada en toda la OCDE, los precios no tiran.

Ahora llega la primavera, y una gran parte de la demanda desaparece, mientras las empresas de gas siguen produciendo muy por encima de las necesidades del mercado, y a ello se añade un incremento de gas licuado (GNL) de 135 BCM/año 2009-2012. Lo miren por dónde lo miren, desde Reino Unido (NBP), Estados Unidos (Henry Hub), Italia y Alemania, incluso Asia, donde la demanda aún crece, los precios del gas son una preocupación. 

En Europa se han perdido 40BCM (miles de millones de metros cúbicos) de demanda entre 2008 y 2009 debido a la recesión, mientras que se incrementaba el suministro de gas en 25BCM. Las estimaciones más optimistas de demanda asumen que solo se recupere la mitad de esos 40BCM en los próximos cinco años. Por lo tanto, el incremento de producción proveniente de la cuenca Atlántica probablemente no se absorba en los próximos cinco años incluso asumiendo el crecimiento de la demanda de Asia-Pacifico.

En Estados Unidos, los precios del gas han caído por debajo de $4.2/mmBTU, y las empresas de gas siguen perforando y produciendo como si nada ocurriese, con la demanda sigue estancada. La razón fundamental es que el sector de exploración de gas en Estados Unidos no puede permitirse el riesgo de perder las licencias de explotación de campos, y tienen la obligación de crecer y poner en valor sus reservas.

La solución a este problema es relativamente simple. Necesitamos más consolidación en el sector para introducir disciplina y sentido común económico en el proceso productor. Esto desafortunadamente solo ocurrirá una vez que se den tres o cuatro adquisiciones como la de XTO Energy por Exxon y el porcentaje de producción en manos de grandes empresas supere el 40%. Pero ocurrirá. El riesgo es que antes de que eso pase tengamos otro susto de quiebras y problemas financieros en el sector. Como sigan produciendo un 10% más de lo demandado, y el precio del gas natural caiga a $2.5/mmbtu ese momento puede estar más cerca de lo que pensamos por mucho que se empeñen en decir que tienen costes muy bajos.

En cuanto al mercado de Asia-Pacifico,  hasta el momento los productores como Qatar y Australia han cerrado grandes contratos de largo plazo fijados con una formula indexada al petróleo.  Pero los nuevos contratos firmados no son tan ventajosos como antes. Y Asia es un área geográfica dominada por los gigantes petroleros que pueden garantizar enormes cantidades de sus proyectos estrella (Gorgon, Queensland…).

¿Quién gana en esta situación? Desde mi punto de vista, empresas como British Gas, que han sido lo suficientemente inteligentes como para cerrar contratos a largo plazo indexados al petróleo, el ultimo con Tokyo Gas, 1.2 millones de toneladas/año,  y generar $1.000 millones anuales en “trading” de GNL haga lo que hagan los precios, ya que hacen arbitraje con las diferencias de precios entre distintos mercados. O Statoil, en Noruega, que ha generado retornos superiores en trading con los precios cayendo y ha comprado activos en Marcellus (EEUU) a precios de ganga. O Exxon, que entre Qatargas y XTO controla enormes reservas de gas de bajo coste y alta flexibilidad.

La solución a este entorno es compleja pero relativamente asequible. Como en el mundo del petróleo, el mercado del gas necesita un ente regulador de demanda y oferta que garantice que los precios no caigan por debajo del coste marginal de producción. Por ello es necesaria la creación urgente de una OPEP del gas que evite que se empeore la situación actual, donde casi todos los países productores que suministran a Europa intentan maximizar los volúmenes vendidos. Noruega, que conoce el valor de maximizar el beneficio, no la cantidad de gas vendido, está llevando a cabo una política de manejo de los volúmenes de suministro a través del gasoducto de Langeled. Pero hace falta una voluntad inequívoca por parte de Rusia, Argelia y otros para mantener los precios del gas a niveles adecuados para todos, clientes y suministradores. Hoy en día su política es más de morir matando incrementando producción. Llega el momento de la disciplina.