EIA

Jul 30, 2023

publicado por AJOT | 11 de agosto de 2023 a las 09:16

Esperamos que la capacidad mundial de importación de gas natural licuado (GNL) (también conocida como capacidad de regasificación) se expanda un 16%, o 22,8 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), en 2023-24 en comparación con 2022, una vez que todas las terminales de regasificación actualmente en funcionamiento. la construcción está terminada. En los primeros siete meses de 2023, tres países (Alemania, Filipinas y Vietnam) comenzaron a importar GNL por primera vez. Para fines del próximo año, se espera que Antigua y Barbuda, Australia, Chipre y Nicaragua comiencen a importar GNL por primera vez, y varios países más se encuentran en etapas avanzadas de desarrollo de capacidad de importación de GNL.

En los últimos 10 años (2013-22), la capacidad global de regasificación ha crecido un 49% (45,8 Bcf/d) hasta alcanzar 140,0 Bcf/d en 48 países. Para finales de 2024, se espera que 55 países tengan terminales de regasificación de GNL. Históricamente, la capacidad de regasificación disponible superó significativamente las importaciones de GNL. La capacidad de regasificación excedente, particularmente en el este de Asia, se mantiene por razones de seguridad del suministro, dada la alta dependencia de la región de las importaciones de GNL en tiempo real. El comercio mundial de GNL en 2022 ascendió a 51,7 Bcf/d, lo que implica una utilización del 37% de la capacidad de regasificación disponible.

A nivel regional, Asia liderará el crecimiento de la capacidad de regasificación global, representando el 52% (11,9 Bcf/d) de las adiciones totales de capacidad en 2023-24, mientras que Europa representará el 38% (8,6 Bcf/d) y otros países el 10%. % (2,3 Bcf/d).

En Asia, China e India representarán la mayor parte de las adiciones de capacidad de regasificación. En particular:

China está construyendo 8,5 Bcf/d de nueva capacidad de regasificación. Después de convertirse en el mayor importador de GNL del mundo en 2021, las importaciones de GNL de China disminuyeron en 2022, principalmente debido a la desaceleración económica relacionada con la COVID. Este año, China está en camino de volver a ser el mayor importador de GNL del mundo; sin embargo, se espera que sus importaciones de GNL se mantengan por debajo de la capacidad de regasificación disponible.

India ha puesto en funcionamiento una nueva terminal de regasificación en 2023 (Dhamra LNG) y se espera que ponga en funcionamiento otra terminal (Chhara LNG) a finales de este año.

Filipinas y Vietnam se convirtieron en nuevos importadores de GNL en 2023. Con terminales adicionales en construcción, ambos países tendrán un total combinado de 2,0 Bcf/d (existente y en construcción) de capacidad de regasificación en línea para fines de 2024.

En Europa, se espera que la capacidad de regasificación de GNL se expanda en un tercio para fines de 2024 en comparación con la capacidad a fines de 2022, luego de una reducción en las importaciones de gas natural por gasoducto desde Rusia. En particular:

Alemania está añadiendo 3,7 Bcf/d de nueva capacidad de regasificación para finales de 2023 con tres terminales existentes y tres terminales en construcción. Alemania comenzó a importar GNL este año acelerando la construcción de capacidad de regasificación utilizando unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU).

Italia y España están añadiendo cada uno 0,7 Bcf/d de capacidad de regasificación nueva y ampliada.

Finlandia, Estonia, Francia, Grecia y Türkiye agregarán un total combinado de 2,3 Bcf/d en 2023. Finlandia y Estonia comparten el uso de una FSRU en el puerto de Inkoo en Finlandia.

Bélgica, Polonia y los Países Bajos están ampliando las terminales de regasificación existentes en un total combinado de 1,1 Bcf/d para finales de 2024.

Se espera que Chipre comience a importar GNL el próximo año, poniendo en marcha una nueva terminal con una capacidad de 0,1 Bcf/d.

Entre otras regiones, en América del Sur, Brasil espera que este año entren en funcionamiento 1,8 Bcf/d de adiciones de capacidad. Las adiciones de capacidad más pequeñas en Nicaragua y Antigua y Barbuda, que se espera que se conviertan en nuevos importadores de GNL, totalizarán 0,2 Bcf/d para fines de 2024. Australia está construyendo una nueva terminal de regasificación costa afuera en la costa este, con una capacidad de 0,3 Bcf. /d.

Aspectos destacados del mercado:

(Para la semana que termina el miércoles 9 de agosto de 2023)

Precios

Precio al contado de Henry Hub: El precio al contado de Henry Hub subió 48 centavos desde 2,43 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) el miércoles pasado hasta 2,91 dólares/MMBtu ayer. La última vez que el Henry Hub cotizó por encima de los 2,90 $/MMBtu fue el 25 de enero de este año, cuando cotizó a 3,08 $/MMBtu.

Precios de futuros de Henry Hub: El precio del contrato NYMEX de septiembre de 2023 aumentó 48,2 centavos, desde $2,477/MMBtu el miércoles pasado hasta $2,959/MMBtu ayer. El precio de los contratos de futuros a 12 meses con un promedio de septiembre de 2023 a agosto de 2024 subió 30,8 centavos hasta 3,472 dólares/MMBtu.

Precios al contado regionales selectos: los precios al contado del gas natural aumentaron en la mayoría de los principales centros de precios esta semana del informe (del miércoles 2 de agosto al miércoles 9 de agosto) con dos excepciones: Algonquin Citygate y SoCal Citygate. Los cambios de precios esta semana oscilaron entre una disminución de $3,81/MMBtu en SoCal Citygate y un aumento de $0,54/MMBtu en PG&E Citygate.

En el noreste, en Algonquin Citygate, que atiende a los consumidores del área de Boston, el precio bajó 5 centavos desde $1,56/MMBtu el miércoles pasado hasta $1,51/MMBtu ayer. En el área de Boston, las temperaturas promediaron 73°F esta semana, lo que resultó en 5 grados día de enfriamiento (CDD) menos que la semana pasada. El consumo de gas natural en el sector de energía eléctrica en Nueva Inglaterra disminuyó un 13%, o 200 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), semana tras semana, según datos de S&P Global Commodity Insights. Los precios en otros mercados del noreste aumentaron esta semana junto con el Henry Hub. En el punto de negociación Transcontinental Pipeline Zone 6 de la ciudad de Nueva York, el precio aumentó 27 centavos desde $1,16/MMBtu el miércoles pasado hasta $1,43/MMBtu ayer. El precio spot de Marcellus de la Zona 4 de Tennessee aumentó 23 centavos desde 1,06 $/MMBtu el miércoles pasado hasta 1,29 $/MMBtu ayer. El precio en Eastern Gas South, en el suroeste de Pensilvania, subió 26 centavos desde 1,05 $/MMBtu el miércoles pasado hasta 1,31 $/MMBtu ayer.

Los precios en la región de la Costa del Golfo aumentaron esta semana. El Henry Hub subió ayer 48 centavos hasta 2,91 $/MMBtu y el Houston Ship Channel subió 53 centavos desde 2,15 $/MMBtu el miércoles pasado hasta 2,68 $/MMBtu ayer. Las temperaturas superiores al promedio persistieron en el área de Houston, y la temperatura máxima diaria alcanzó más de 100°F en los últimos 11 días. Las temperaturas promediaron 92°F esta semana, lo que resultó en 187 CDD, 20 CDD más que la semana pasada y 42 más de lo normal. En Texas, el consumo de gas natural en el sector de energía eléctrica aumentó un 4% (0,3 Bcf/d) semana tras semana, según datos de S&P Global Commodity Insights.

Los precios aumentaron en los mercados de la costa oeste, que siguen siendo los mercados con precios más altos en los Estados Unidos, excepto en el sur de California, donde concluyó un gran evento de mantenimiento. El precio en Sumas, en la frontera entre Canadá y Washington, subió 37 centavos, de 3,72 $/MMBtu el miércoles pasado a 4,09 $/MMBtu ayer, y el precio en PG&E Citygate, en el norte de California, subió 54 centavos, de 5,17 $/MMBtu el miércoles pasado a 5,71 $/MMBtu ayer. . El precio en SoCal Citygate en el sur de California disminuyó $3,81 desde $8,76/MMBtu el miércoles pasado hasta $4,95/MMBtu ayer. Southern California Gas Company (SoCal Gas) indicó que se había completado el mantenimiento en la estación compresora Wheeler Ridge en el condado de Kern, aumentando la capacidad de tubería disponible en el sistema en aproximadamente 0,7 Bcf/d el 8 de agosto.

Los precios spot diarios por región están disponibles en el sitio web de la EIA.

Precios internacionales de futuros: Los precios internacionales de futuros del gas natural aumentaron esta semana del informe. Según Bloomberg Finance, LP, los precios promedio semanales de futuros del primer mes para cargamentos de gas natural licuado (GNL) en el este de Asia aumentaron 7 centavos a un promedio semanal de $10,98/MMBtu. Los futuros de gas natural para entrega en el Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos aumentaron 1,42 $ hasta una media semanal de 10,35 $/MMBtu. En la misma semana del año pasado (la semana que finalizó el 10 de agosto de 2022), los precios fueron de 44,61 $/MMBtu en el este de Asia y de 59,16 $/MMBtu en TTF.

Precios de los líquidos de las plantas de gas natural (NGPL): El precio compuesto de los líquidos de las plantas de gas natural en Mont Belvieu, Texas, aumentó 1 centavo/MMBtu, con un promedio de $7,24/MMBtu durante la semana que finalizó el 9 de agosto. Los precios promedio semanales del etano cayeron un 9%, mientras que los precios naturales Los precios del gas en el Canal de Navegación de Houston aumentaron un 3%, reduciendo la prima del etano al gas natural en un 22% semana tras semana. Los precios spot del etileno aumentaron un 3%, aumentando la prima de etileno a etano en un 20%. Los precios del propano subieron un 3%, siguiendo el precio del crudo Brent, que subió un 2%, aumentando el descuento del propano en relación con el petróleo crudo en un 2%. El precio normal del butano y el precio de la gasolina natural aumentaron cada uno un 2%, y el precio del isobutano aumentó un 7%.

Oferta y demanda

Oferta: Según datos de S&P Global Commodity Insights, el suministro total promedio de gas natural cayó un 0,6% (0,6 Bcf/d) en comparación con la semana del informe anterior. La producción de gas natural seco disminuyó un 0,4% (0,4 Bcf/d) hasta un promedio de 102,2 Bcf/d, y las importaciones netas promedio de Canadá disminuyeron un 4,4% (0,3 Bcf/d) con respecto a la semana pasada.

Demanda: El consumo total de gas natural en EE.UU. cayó un 2,9% (2,2 Bcf/d) en comparación con la semana del informe anterior, según datos de S&P Global Commodity Insights. El gas natural consumido para la generación de energía disminuyó un 4,5% (2,1 Bcf/d) semana tras semana. El consumo del sector industrial aumentó un 0,1% (menos de 0,1 Bcf/d), y el consumo del sector residencial y comercial disminuyó un 1,8% (0,2 Bcf/d). Las exportaciones de gas natural a México aumentaron un 0,6% (menos de 0,1 Bcf/d). Las entregas de gas natural a las instalaciones de exportación de GNL de EE. UU. (recibos de gasoductos de GNL) promediaron 12,1 Bcf/d, o 0,2 Bcf/d menos que la semana pasada.

Gas Natural Licuado (GNL)

Ingresos por gasoductos: Las entregas promedio de gas natural a las terminales de exportación de GNL de EE. UU. disminuyeron un 1,4% (0,2 Bcf/d) semana tras semana, con un promedio de 12,1 Bcf/d, según datos de S&P Global Commodity Insights. Las entregas de gas natural a terminales en el sur de Texas disminuyeron un 5,0% (0,2 Bcf/d) hasta 3,8 Bcf/d, mientras que las entregas a terminales en el sur de Luisiana aumentaron un 0,6% (menos de 0,1 Bcf/d) hasta 7,2 Bcf/d. Las entregas de gas natural a terminales fuera de la costa del Golfo se mantuvieron esencialmente sin cambios en 1,1 Bcf/d.

Buques que salen de puertos de EE. UU.: Veinticuatro buques de GNL (ocho desde Sabine Pass; cuatro de Cameron, Corpus Christi y Freeport; dos de Calcasieu Pass; y uno de Cove Point y uno de la isla de Elba) con una capacidad combinada de transporte de GNL de 89 Bcf salieron de Estados Unidos entre el 3 y el 9 de agosto, según datos de envío proporcionados por Bloomberg Finance, LP.

Recuento de plataformas

Según Baker Hughes, para la semana que finalizó el martes 1 de agosto, el recuento de plataformas de gas natural se mantuvo sin cambios respecto a hace una semana en 128 plataformas; Eagle Ford y las cuencas productoras no identificadas agregaron cada una una plataforma, y ​​Marcellus y Permian dejaron caer una plataforma cada una. El número de plataformas petroleras disminuyó en 4 plataformas con respecto a hace una semana a 525 plataformas. El Permian dejó caer cuatro plataformas, el Cana Woodford y el Eagle Ford dejaron caer dos plataformas cada uno, el Granite Wash dejó caer una plataforma y se agregaron cinco plataformas en cuencas productoras no identificadas. El número total de plataformas, que incluye 6 plataformas diversas, asciende a 659 plataformas, 105 plataformas menos que el año pasado en este momento.

Almacenamiento

Las inyecciones netas al almacenamiento totalizaron 29 Bcf durante la semana que finalizó el 4 de agosto, en comparación con las inyecciones netas promedio de cinco años (2018-2022) de 46 Bcf y las inyecciones netas del año pasado de 44 Bcf durante la misma semana. Las reservas operativas de gas natural totalizaron 3.030 Bcf, lo que supone 305 Bcf (11%) más que la media de cinco años y 535 Bcf (21%) más que el año pasado en estas fechas.

Según la encuesta de The Desk a analistas de gas natural, las estimaciones del cambio neto semanal de las reservas operativas de gas natural oscilaron entre inyecciones netas de 19 Bcf a 39 Bcf, con una estimación media de 24 Bcf.

La tasa promedio de inyecciones en el almacenamiento es un 1% mayor que el promedio de cinco años hasta el momento en la temporada de recarga (de abril a octubre). Si la tasa de inyecciones en el almacenamiento igualara el promedio de cinco años de 9,9 Bcf/d durante el resto de la temporada de recarga, el inventario total sería de 3.900 Bcf el 31 de octubre, lo que supone 305 Bcf más que el promedio de cinco años de 3.595. Bcf para esa época del año.