El aumento de las exportaciones de GNL de EE. UU. desafía las expectativas de precios nacionales

Las exportaciones de gas natural licuado de EE. UU. han aumentado recientemente, lo que refleja una demanda mundial fuerte y ajustes en la producción. La nación promedió 384.403 millones de pies cúbicos por día en 2023,Logrará 410,786 millones de pies cúbicos por día en diciembre de 2024Aunque esto indica un impulso impresionante, los volúmenes de exportación mostraron una ligera disminución a finales de 2024 en comparación con su máximo de diciembre de 2023, de 422,935 millones de pies cúbicos por día.

Los incentivos de los productores siguen ligados a los precios del petróleo.West Texas Intermediate (WTI) promediando alrededor de $77 por barril en 2024Este entorno de precios ha respaldado el crecimiento de la producción del Permian Basin, pero también ha expuesto las fricciones de producción regionales, ya que algunas áreas enfrentan limitaciones de capacidad y mayores costos de perforación. Por lo tanto, la expansión de las exportaciones se ve anclada a las tendencias de la demanda mundial y la dinámica de los costos de los productores, aunque los cuellos de botella persistentes en la infraestructura podrían moderar las ganancias a corto plazo.

Poder de fijación de precios de máscaras para incrementar la producción

Los precios del gas natural en EE. UU. se mantuvieron moderados en 2023 a pesar de un aumento récord de las exportaciones. El crecimiento de la producción alcanzó los 37 millones de pies cúbicos por día, superando con creces los incrementos de la demanda. Aun con exportaciones que alcanzan los 7,5 millones de pies cúbicos por día,El precio en efectivo de Henry Hub promedió un modesto de $2,57 por millón de millas termales británicas (MMBtu).La expansión de las exportaciones no se tradujo en precios internos más altos porque el aumento de la oferta simplemente superó las ganancias del consumo.

La administración de Biden detuvo la revisión de nuevos permisos de exportación, cuestionando inquietudes sobre la futura volatilidad de los precios a medida que aumenta la demanda mundial y entran en funcionamiento nuevos proyectos. Esta pausa administrativa representa cautela política respecto a la sostenibilidad de los grandes volúmenes de exportación.

La dinámica regional en 2024 resalta aún más los desafíos persistentes de precios.La producción nacional se mantuvo prácticamente estable en 113 mil millones de pies cúbicos por día.Pero los precios cayeron a $2,21 por MMBtu, una reducción de un 16% desde los niveles de 2023. Appalachia, la región productora más grande, con el 31% de la oferta, experimentó un crecimiento más lento debido a la capacidad limitada de los oleoductos y los precios históricamente bajos. La producción aquí está efectivamente atascada por debajo de su potencial, ya que el gas no puede moverse a los mercados de manera eficiente.

En pocas palabras, el nivel de precios en sí mismo actúa como un freno. El crecimiento de Appalachia continúa obstruido porque los precios no han alcanzado el umbral de $3,00/MMBtu necesario para desbloquear completamente nuevos proyectos de oleoductos e impulsar la producción máxima. Mientras tanto, la Cuenca Pérmica se opuso a la tendencia y vio que la producción aumentó un 12% en 2024. Este incremento se impulsó por la perforación dirigida al petróleo, apoyada por unos precios más altos del petróleo de alrededor de $77 por barril, no por fundamentos más sólidos del gas natural.

Estos caminos regionales divergentes subrayan una brisa contraria clave: los puntos críticos de infraestructura continúan restringiendo el movimiento de la oferta y la normalización de los precios. La modesta recuperación de precios necesaria para justificar la expansión en los Apalaches sigue siendo esquiva, lo que mantiene la presión general sobre los precios moderada a pesar del importante crecimiento de la producción y de las exportaciones.

Catalizadores de políticas e incertidumbre regulatoria

El panorama regulatorio de las exportaciones de gas natural de EE. UU. cambió drásticamente este año cuando la administración de Biden suspendió las aprobaciones de nuevos permisos para su revisión. Este movimiento desafía directamente los planes de expansión de las exportaciones a corto plazo en medio de la demanda mundial creciente.

La pausa refleja la preocupación sobre un posible aumento en la volatilidad de los precios. Incluso con las exportaciones récord en 2023 de 7,5 billones de pies cúbicos (tcf), los precios de Henry Hub promediaron $2,57 por MMBtu, por debajo de los niveles de antes de las exportaciones, ya que la producción aumentó a 37 tcf. Sin embargo, los proyectos pendientes podrían impulsar las exportaciones a 12 tcf para 2024, intensificando la presión sobre el sistema.

Entre los riesgos clave de implementación se incluye una infraestructura intermediaria restringida y posibles déficits de suministro si el crecimiento de la producción se estanca. Aunque las reservas implícitas y los contratos de exportación a largo plazo estimulan la expansión continua, la pausa genera incertidumbre inmediata para los desarrolladores.

Los riesgos de una reversión regulatoria siguen siendo elevados debido a la oposición ambiental y a las fluctuaciones de la demanda global. El cambio de administración de Biden podría retrasar importantes proyectos, lo que afectaría los plazos de flujo de efectivo para las empresas que tengan permisos. Los inversores deben monitorear dos señales:
- Ampliar los ciclos de aprobación de las políticas
-Más fricciones entre el crecimiento de las exportaciones y la seguridad del suministro interno

La pausa prioriza la estabilidad de precios pero introduce riesgos de despliegue de capital. Las empresas con permisos existentes conservan la ventaja, mientras que los nuevos proyectos enfrentan plazos prolongados.

Restricciones de crecimiento y presiones del balance

A finales de 2024, los productores de gas natural se enfrentaron a vientos en contra significativos, ahogando las ambiciones de exportación y reduciendo la rentabilidad. La producción de gas natural en EE. UU. se mantuvo casi estable en 113 mil millones de pies cúbicos por día, con Appalachia, un corredor de exportación crítico, apenas creciendo en el cuarto trimestre, muy por debajo de otras regiones. Este estancamiento refleja la mayor sensibilidad de la región a los cuellos de botella de precios e infraestructura.

Los desafíos económicos de los Apalaches fueron graves, y los precios de contado se desplomaron a $ 2,21 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), una reducción interanual del 16 % con respecto al período anterior. Estos precios históricamente bajos socavaron directamente la economía del productor, particularmente para las empresas que buscan mercados de exportación donde los márgenes ya son escasos. La debilidad de los precios se vio exacerbada por las limitaciones físicas. La capacidad limitada de los oleoductos fuera de los Apalaches obligó a los operadores a depender de soluciones de almacenamiento o camiones más costosos, lo que agregó costos significativos que erosionaron los rendimientos ya presionados.

Estas disparidades regionales ponen de relieve la disparidad del panorama. A pesar de que la cuenca Permian ha logrado un sólido incremento de la producción del 12% en 2024, impulsado por los precios del petróleo más altos y la continua actividad de perforación, el crecimiento de Appalachia se vio obstaculizado no solo por el precio, sino también por su infraestructura congestionada y costos operativos más altos. Este contraste subraya cómo los puntos ciegos en regiones importantes de exportación como los Apalaches limitan directamente el potencial de escala nacional y la rentabilidad de los productores que operan allí.