La
exportación de gas ruso a Europa está disminuyendo rápidamente y ahora asciende
a solo 109 millones de metros cúbicos por día, o 40 mil millones de metros
cúbicos por año. Esto es sin tener en cuenta las entregas a
Turquía. Operan dos rutas: 42 millones de metros cúbicos por día a través
de Ucrania y 67 millones a través de Nord Stream. Yamal-Europe lleva mucho
tiempo cerrada debido a un copropietario de la lista de empresas hostiles, y
Turkish Stream ha entrado en un mantenimiento programado semanal, aunque en
cualquier caso la parte del volumen destinado a Europa es pequeña allí.
La razón
principal de la disminución de las exportaciones es una reducción de tres veces
en los suministros a través de Nord Stream debido
al hecho de que las unidades de bombeo de gas de Siemens retiradas
para mantenimiento no pueden devolverse desde Canadá. Aquí, por supuesto,
podemos recordar que hay un Nord Stream 2 listo
para usar cerca , que Europa no quiere lanzar por razones
políticas. Pero al mismo tiempo, quedan oportunidades para aumentar los
volúmenes de tránsito ultrabajos a través de la dirección ucraniana, que
tampoco utiliza Gazprom . Como resultado, los
países de la UEincluso comenzó a retirar gas de las instalaciones de
almacenamiento. Hay que admitir que la inyección en UGSFs fue según lo
planeado hasta hace poco, las reservas todavía están en un buen nivel para la
fecha actual. Pero la temporada de inyección aún no ha llegado al ecuador,
y con los volúmenes actuales de exportaciones de gas de Rusia, el
proceso de llenado de las instalaciones de almacenamiento obviamente se
estancará.
De una forma
u otra, nunca ha habido volúmenes de exportación tan bajos en la historia
reciente del mercado del gas. Este es un juego arriesgado (a largo plazo)
de "Gazprom" en el corto y mediano plazo tiene todas las
posibilidades de éxito. Simplemente porque no hay nada para reemplazar los
volúmenes entregados de forma insuficiente. Sí, se están tomando algunas
decisiones en la UE: están ampliando su propia producción de gas en el campo de
Groningen (de hecho, esto significa que la disminución de su propia producción
será menor de lo esperado), aumentando la proporción de carbón, ahorrando
energía. . Pero si hablamos específicamente de la importación de gas y
GNL, simplemente no hay volúmenes adicionales en el mundo.
Ahora
en Estados
Unidos se ultima la construcción de varias líneas de GNL de medio
tonelaje, tras lo cual no habrá nuevo gas licuado de este país hasta finales de
2023. Además, después del incendio, la planta de Freeport LNG se
desconectó (durante tres meses por completo, y luego, como sucederá), y esto
representa el 17 por ciento de las exportaciones estadounidenses de GNL (o el
cuatro por ciento de las mundiales). A nivel global, a partir de nuevas producciones,
solo en el cuarto trimestre se espera la puesta en marcha paulatina de una
planta flotante en Mozambique, pero se trata de una pequeña producción de 4.500
millones de metros cúbicos al año. Es decir, en el próximo año o dos
deberíamos esperar volúmenes muy limitados de nuevo GNL en el
mercado. Aparentemente, esta es una de las explicaciones de la disposición
del exportador ruso de gasoductos a subir las tarifas.
Repetimos:
por ahora, todas las restricciones a las exportaciones de gas ruso se pueden
reproducir fácilmente, ya que todo lo que se está haciendo ahora en el mundo en
el campo del GNL (y el efecto de esto solo será en cuatro o cinco años)
claramente lo hace. no compensa la negativa de los suministros rusos, pero en
el mejor de los casos corresponde al futuro crecimiento previsto de la demanda
de este producto. Especialmente teniendo en cuenta que las nuevas
exportaciones rusas de GNL, que también se suponía que contribuirían al
equilibrio general, llegarán al mercado comprensiblemente un poco más tarde de
lo esperado.
Si salimos
de la rutina y pasamos a las generalizaciones, entonces la tensión actual en el
mercado del gas hace pensar a todos que la capacidad de comprar gas no se trata
solo de dinero, sino también de la posibilidad física de tal compra. Y
esto se aplica no solo al gas de red, sino también al GNL, a pesar de la
flexibilidad formal de estos volúmenes. Estamos acostumbrados a decir que
las empresas comerciales a menudo compran American LNG y lo llevan a lugares
donde pagan más. Pero dado que ahora Europa está dispuesta a pagar tanto
como Asia, en caso de escasez física, un comerciante u otro propietario de
combustible lo llevará en primer lugar a su país de residencia u otro lugar más
amigable. Por otro lado, en caso de conflicto entre el exportador y el
importador de GNL, dichos suministros también están en riesgo.
Se habla
mucho ahora de que EE. UU. ha superado a Australia y Qatar en términos
de producción de GNL para convertirse en el mayor exportador de GNL. Pero
no menos importante es que estos tres países ya representan más del 60 por
ciento de todas las exportaciones mundiales de GNL. Australia ya no está
aumentando la producción de GNL (no hay suficiente gas en sí), Qatar y los
Estados Unidos están aumentando. Según las previsiones, para 2030, solo
Qatar y Estados Unidos concentrarán la mitad de la producción mundial de este
combustible. Sí, el GNL es intercambiable, a diferencia del gas por
tubería. Pero incluso tal oligopolio ya presenta riesgos. Por
supuesto, esto es lo más importante para China., que necesita
garantizarse un suministro estable de GNL en cualquier circunstancia en el
contexto de una participación estadounidense en fuerte crecimiento en este
mercado. Por supuesto, está lejos de ser seguro que todos estos países
actúen de forma conjunta.
Y aquí se
vuelve interesante observar los pasos de Qatar, que ahora está repartiendo
acciones entre socios extranjeros en un nuevo proyecto de GNL. Recuerde
que Qatar está expandiendo su producción en un 40 por ciento de los volúmenes
actuales: estas son cuatro nuevas líneas.
Históricamente,
el esquema era el siguiente. Qatar
Petroleum poseía la parte principal (alrededor del 70 por ciento en
empresas conjuntas), el principal socio era la estadounidense ExxonMobil más
pequeñas acciones de otros participantes, en particular la francesa
TotalEnergies (entonces simplemente Total ), Shell ,
la estadounidense ConocoPhillips y algunas empresas del Región Asia
Pacífico. ExxonMobil Corporation ha sido tradicionalmente el socio
principal no solo para proyectos dentro de Qatar. Las dos compañías
comparten un comerciante de GNL común, Ocean LNG, están construyendo una planta
de GNL común, Golden Pass LNG, en los EE. UU., y son propietarias conjuntas de
la gran terminal de GNL de South Hook en el Reino Unido.
En el nuevo
proyecto, ExxonMobil y TotalEnergies - 6,25 por ciento, ConocoPhillips y la
italiana Eni (anteriormente
no involucrada en proyectos de Qatar) - 3,12 por ciento cada uno. Habrá
otros socios con pequeñas participaciones, probablemente Shell, además de
empresas chinas. En cualquier caso, el gigante estadounidense del petróleo
y el gas en el nuevo proyecto pierde el estatus de socio estratégico,
convirtiéndose en "uno de los". Por el momento, nos abstendremos
de interpretar tal cambio, ya que son especulativos en cualquier caso. Sin
embargo, es imposible no fijar el cambio de proporciones.
Por su
parte, TotalEnergies está considerando una salida forzosa del proyecto ruso
Arctic LNG-2 en construcción (pero permanece en Yamal LNG ), y
Arabia Saudita podría tomar su lugar, según información extraoficial de medios
extranjeros.
La relación
cada vez más confusa entre los participantes en la economía global en el
contexto del mercado del gas también se ilustra con cuestiones
técnicas. En primer lugar, se trata de la ya mencionada colisión con las
unidades compresoras de gas (GCU) de Gazprom. Siemens obviamente no está
satisfecho con la decisión de Canadá de no devolver la GCU Nord Stream después
del mantenimiento, pero hasta ahora no puede hacer nada. De hecho, la
globalización de la economía (la planta canadiense de la alemana Siemens) ya
está generando problemas incluso en las relaciones de los estados
aliados. En este contexto, surge la pregunta sobre cómo se llevarán a cabo
las reparaciones programadas en nuestras plantas de GNL existentes, donde
también se instalan turbinas de gas de fabricación extranjera. Por ejemplo,
las turbinas de gas de General
Electric están instaladas en la planta de GNL Sakhalin-2que
se revisan cada ocho años. La última vez fue en 2016, por lo que la
próxima será en 2024. Japón no tiene planes de retirarse del proyecto
Sakhalin-2, pero también está muy interesado en suministrar este GNL a su
mercado, lo que significa que se encuentra una solución. Aquí, también,
vemos un conflicto potencial de intereses aliados.
Quizás la
tensión actual en el mercado del gas se disipe. Pero no cabe duda de que
la situación actual, sea cual sea su causa, y la difícil coyuntura política
internacional en general, harán pensar a todos los participantes en el mercado
del gas en las garantías de suministro. Tanto en el contexto de los
derechos de propiedad directa sobre tal o cual GNL o derechos sobre su
producción, teniendo en cuenta la simpatía u hostilidad del país donde se ubica
esta producción, como en el contexto de las garantías del normal funcionamiento
técnico de todo el gas. infraestructura de transporte.
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