2021 será un año decisivo para la industria del gas y el GNL, dice Wood Mackenzie en su último informe de perspectivas. El vicepresidente de Wood Mackenzie, Massimo Di Odoardo, dijo: “Los formuladores de políticas deberán proporcionar claridad sobre los planes de descarbonización, incluida la forma en que ven el papel del gas natural, siguiendo las promesas de lograr la neutralidad climática. Los actores del gas deberán demostrar su compromiso de descarbonizar el gas natural, incluso mediante la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) y el hidrógeno azul. La descarbonización del gas natural se convertirá en una prioridad estratégica para la industria del gas”.
En el informe de perspectivas, Wood Mackenzie identificó cinco temas que afectarían a la industria este año:
1.- Políticas asiáticas y europeas para apoyar la demanda de gas a medio plazo
Casi el 50% de las emisiones globales de carbono de hoy y el 75% de la demanda actual de GNL están cubiertos por países con objetivos neutrales en carbono. La resiliencia del gas en el mkix energético dependerá de las vías que adopten los responsables de la formulación de políticas para lograr los objetivos netos cero.
La aceleración en el cambio de carbón a gas es un tema clave a tener en cuenta en Asia, ya que el carbón representa más del 50% del mix energético de la región. En Europa, los cierres adicionales de centrales de carbón en Alemania y Polonia podrían apoyar una mayor utilización de gas a medio plazo, similar a lo que está sucediendo en otros países europeos. Además, políticas firmes en apoyo de CCUS, así como del hidrógeno azul, respaldarían la demanda de gas en sectores difíciles de descarbonizar.
2.- Desarrollo de proyectos de CCUS a gran escala e hidrógeno azul en Europa en 2022
Los actores de la cadena de valor del gas han anunciado propuestas para el desarrollo de proyectos CCUS a gran escala para descarbonizar clústeres industriales localizados y / o para usarlos en combinación con reformadores de metano a vapor (SMR) para producir hidrógeno azul a partir de gas natural.
También se está acumulando un nuevo impulso para CCUS para plantas industriales y de energía, donde los costos de captura de CO2 podrían superar los 100 dólares por tonelada de CO2. El apoyo público y la regulación, así como los nuevos modelos comerciales, han sido clave para respaldar los desarrollos recientes.
Di Odoardo dijo: “Las empresas están formando asociaciones para explotar las economías de escala, compartir los costos de inversión en toda la cadena de valor y monetizar los subproductos. Los clústeres industriales, que representan entre el 15% y el 20% de las emisiones mundiales de CO2, están emergiendo como «puntos óptimos», que combinan intereses y experiencia de la industria, las eléctricas, los actores de infraestructura y las compañías petroleras internacionales.
“Los proyectos deberán mostrar un progreso tangible este año. Su éxito será crucial para garantizar que el gas siga siendo resistente en la combinación energética futura a medida que los países establezcan planes para lograr sistemas de energía neta cero «.
3.- Se espera que Biden hará anuncios de carbono neto cero, pero es poco probable que se convierta en leyes en 2021
Durante la campaña presidencial, Biden anunció una ambiciosa ‘revolución de energía limpia’ de 2 billones de dólares que busca acelerar la transición energética de EEUU, lo que incluye establecer un objetivo de emisión neta de carbono cero en el sector eléctrico para 2035 y declarar la vuelta de EEUU al Acuerdo Climático de París.
Di Ordoardo dijo: “Si se implementan, estas políticas podrían tener efectos a largo plazo en el panorama energético de Estados Unidos. Anticipamos que la generación de energía sin carbono alcanzará el 58% para 2035, respaldada por una fuerte penetración de la energía eólica y solar. Pero con el aumento de la generación a gas al 36%, o 32.000 millones de pies cúbicos al día, quedaría una brecha significativa hacia el objetivo de cero neto. Un cambio para alcanzar emisiones netas de carbono cero en el sector energético en 2035 requeriría un cambio drástico del entorno actual».
4.- Precios 2021: TTF a una media de $ 5,6 / mmbtu y media del spot de GNL asiático a $ 7, 6 / mmbtu
Los precios mundiales del GNL han experimentado un aumento impresionante desde los 2,0 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmbtu) experimentados durante la mayor parte del verano, con los precios del GNL asiático cotizando por encima de los $ 20 / mmbtu. Los precios bajarán en el segundo trimestre, pero la actual ola de frío en el hemisferio norte indica que lo que parecía un verano finamente equilibrado hace apenas un mes, ahora parece cada vez más apretado.
Di Odoardo dijo: “Gran parte del aumento en el precio del GNL ha sido impulsado por el clima frío, la interrupción del suministro y la falta de capacidad de envío, y las demoras en el Canal de Panamá. Los fundamentos también han jugado un papel importante, ya que la demanda asiática de GNL en el cuarto trimestre de 2020 ya se encuentra en los niveles anteriores al coronavirus”.
A pesar de que se espera que el suministro mundial de GNL aumente en 17 millones de toneladas (Mt) en 2021, principalmente como consecuencia de la plena utilización del GNL estadounidense durante el verano, la actual ola de frío en el hemisferio norte está allanando el camino para un mercado mundial de gas más ajustado en todo el mundo. Las bajas temperaturas significan que los niveles de almacenamiento en Europa ya son más de 15.000 millones de metros cúbicos más bajos que el año pasado y ahora están cerca de la media de los últimos cinco años. Por otro lado, las expectativas de precios más altos del carbón y del carbono en Europa, también parcialmente impulsadas por la ola de frío actual, proporcionan espacio para una mayor demanda europea de gas en verano.
Di Odoardo dijo: “Los precios globales alcanzaron mínimos históricos en 2020, con TTF a una media de $ 3,2 / mmbtu y el GNL asiático ca una media de $ 3,9 / mmbtu. 2021 mostrará una gran diferencia, anticipamos TTF a una media de $ 5,6 / mmbtu y el GNL asiático al contado a una media de $ 7,6 / mmbtu ”.
5.- Firma de contratos a largo plazo en 2021 a expensas de la resolución de Qatar de seguir adelante con North Field East
Luego de una serie de cancelaciones de proyectos de GNL el año pasado, los altos precios actuales habrán envalentonado a los desarrolladores de GNL. Sin embargo, para que se desarrollen nuevos proyectos, la actividad contractual deberá recuperarse. Los compradores buscarán evaluar los requisitos de su cartera y lo cómodos que se sienten al comprometerse con una nueva empresa de GNL a largo plazo frente al aumento de su exposición al mercado spot.
Di Odoardo dijo: “Los compradores querrán entender cuán resistentes serán los precios spot del GNL este verano, tras las subidas exageradas del invierno. Y querrán claridad sobre las actitudes de las políticas internas hacia el gas, siguiendo las promesas de neutralidad de carbono en el noreste de Asia. Los compradores estarán seguros de que una ola de GNL no contratado llegará al mercado después de 2025, incluso de LNG Canada (14 Mt) y los proyectos que han tomado FID en 2019 (70 Mt). Pero podrían comenzar a cuestionar el compromiso de Qatar de avanzar rápidamente con su proyecto de 32 millones de toneladas por año (mmtpa) North Field East, luego de continuas demoras”.
El mercado
necesitará alrededor de 85 mmtpa de nuevo suministro de GNL para 2030. Siempre
que Qatar tome la decisión a principios de este año, la mayoría de los
compradores no tendrán prisa por asegurar más suministro a largo plazo, a pesar
de que los niveles de indexación del petróleo están por debajo del 11% Brent
actualmente. El mercado comprador se mantiene a pesar de la actual subida del
precio spot del GNL asiático en invierno. Sin embargo, más retrasos en la FID
de Qatar empujarán a algunos compradores a buscar nuevos compromisos a largo
plazo.
Elperiodicodelaenergia.com