Global natural gas and LNG market — Interpretación del informe

Visión general

Esta nota sobre gas natural basada en conferencias examina la disrupción del suministro de LNG del Golfo Pérsico, el ajuste de oferta y demanda invernal y los contratos de LNG de largo plazo. Goldman Sachs observa potencial alcista para los precios cercanos si los flujos de LNG por Hormuz siguen restringidos, pero sigue esperando un exceso de oferta global de LNG más adelante en la próxima década.

Perspectivas principales

Goldman Sachs informa que la mayoría de los clientes corporativos reunidos en Gastech esperan que la disrupción de las exportaciones de LNG del Golfo Pérsico continúe durante el invierno. Sin una mejora significativa de esas exportaciones, espera que TTF y JKM alcancen 105 EUR/MWh y $35/mmBtu al cierre del año bajo un clima invernal promedio. Estos niveles superan ampliamente su caso base de 70 EUR/MWh para TTF y $24.85/mmBtu para JKM, que supone una mejora gradual de los flujos de LNG por Hormuz. Las exportaciones del Golfo Pérsico promediaron entre 15%-25% de los niveles previos a la guerra en julio y agosto; el caso base supone que se recuperen gradualmente a dos tercios de lo normal para enero de 2027. Una recuperación más lenta, posiblemente prolongada por ataques militares, ampliaría el déficit invernal de LNG y exigiría precios más altos para reducir la demanda. La dirección de los cargamentos es una variable clave a corto plazo. Los proveedores estadounidenses indicaron que la mayor parte de sus cargamentos flexibles se está enviando a Europa en lugar de Asia, coherente con una prima JKM-TTF aún baja. Sin embargo, el diferencial se ha acercado recientemente al umbral de costes de envío que incentivaría a los exportadores estadounidenses a desviar cargamentos hacia Asia. Goldman Sachs sostiene que una demanda asiática de LNG más fuerte que eleve el diferencial por encima de ese umbral aumentaría la competencia por cargamentos y supondría riesgo alcista para sus previsiones de TTF y JKM, tanto en el caso base como en el escenario alcista. El informe espera que la mayor parte del ajuste de demanda ocurra en Asia, no en Europa. Europa suele representar alrededor del 30% de la demanda mundial de LNG, frente a más del 60% de Asia, y Goldman Sachs señala que una parte importante de la demanda europea de gas ya fue destruida durante la crisis energética de 2022. La demanda industrial de gas del noroeste de Europa cayó 23% en 2023 frente a 2021 y después se estabilizó, mientras que la demanda industrial asiática de gas fue aproximadamente 7% mayor en 2023 que en 2021. La institución estima que podría necesitarse más de 30 mtpa de destrucción de demanda en un escenario invernal de bajo suministro para que Europa gestione sus inventarios, con clima promedio; los datos comerciales de agosto ya sugieren al menos 15 mtpa fuera de Europa a los precios actuales. La demanda industrial sería la parte más sensible al precio. Algunos participantes sitúan $28-$30/mmBtu, equivalentes a 85-90 EUR/MWh, como un umbral importante para la destrucción de demanda industrial en India; las conversaciones directas de Goldman Sachs con usuarios industriales indios apuntan igualmente a cerca de $30/mmBtu. Los subsidios de gobiernos asiáticos podrían retrasar ese proceso y elevar aún más los precios globales. El informe ve poco margen para un cambio a productos petroleros a gran escala porque los destilados también están caros y el diésel cotizaba ya a 115 EUR/MWh en equivalente de gas. Sí observa indicios de sustitución de gas por carbón entre usuarios industriales chinos, pues el uso industrial de LNG descendió interanualmente tras el repunte de TTF y LNG pese a la solidez de la actividad industrial china. Goldman Sachs coincide en que es improbable que Europa enfrente escasez física, dado que precios elevados de TTF deberían atraer LNG y los importadores europeos pueden trasladar en gran medida los costes. Un invierno más frío de lo normal sigue siendo la preocupación principal. No encontró evidencia, ni en empresas del noroeste de Europa ni en los datos de almacenamiento, de inyecciones obligatorias de almacenamiento superiores a las implicadas por oferta y demanda. La conclusión de largo plazo difiere de la visión de precios cercanos. Los clientes siguen esperando que la disrupción termine y dé paso a un exceso de oferta global de LNG. Goldman Sachs coincide y afirma que las recientes decisiones finales de inversión en proyectos estadounidenses de LNG indican balances a largo plazo más débiles que antes de la guerra de Irán. Redujo su previsión media de TTF para 2030-2035 a 19 EUR/MWh desde 30 EUR/MWh y la de JKM a $7.15/mmBtu desde $10.60/mmBtu; para TTF, la previsión está por debajo de los precios a plazo. Considera que los riesgos para esas previsiones de largo plazo se inclinan a la baja, aunque reconoce la alta incertidumbre por los muchos inviernos intermedios y la disrupción no resuelta de Oriente Medio. La disrupción también está modificando la contratación. Los compradores no descartan a Qatar como proveedor de largo plazo, pero crece el interés por diversificar, con el LNG estadounidense como probable beneficiario marginal y posibles nuevos anuncios de contratos. La contratación europea de largo plazo se ve obstaculizada por la incertidumbre sobre la regulación europea de medición, reporte y verificación de emisiones de metano. El requisito se aplica desde el 1 de enero de 2027 a contratos de importación de la UE firmados desde agosto de 2024; las sanciones se han retrasado tres años hasta 2030. Goldman Sachs considera que una menor contratación de largo plazo europea no reducirá necesariamente las importaciones finales, pero deja a Europa más expuesta a la volatilidad spot. Las tarifas de licuefacción estadounidenses siguen mayormente en $2.50-$2.75/mmBtu, sin cambios frente a antes de la guerra, y la institución cree que los términos de indexación a Brent de futuros contratos de LNG de Qatar podrían bajar frente a los niveles previos a la guerra.

Marco de análisis

Goldman Sachs combina conversaciones con clientes en Gastech con datos de flujos de LNG, comercio, diferenciales de precios, almacenamiento y demanda sectorial. Evalúa los precios de invierno mediante escenarios de oferta del Golfo Pérsico y el nivel de precios necesario para redirigir cargamentos o reducir demanda, y después contrasta ese marco de escasez a corto plazo con la oferta de proyectos de LNG a largo plazo y las implicaciones de la curva a plazo.

Notas metodológicas

• Marco de análisis sectorialMarco de oferta y demanda

  Análisis del balance invernal de LNG

  El informe vincula las exportaciones restringidas del Golfo Pérsico, la dirección de los cargamentos flexibles y la destrucción de demanda con el déficit de LNG y los escenarios de precios de TTF y JKM.

• Marco de análisis sectorialTransmisión entre tramos de la cadena de valor

  Dirección de cargamentos de LNG y respuesta de la demanda final

  Goldman Sachs analiza cómo el diferencial JKM-TTF influye en el destino de los cargamentos estadounidenses y cómo los mayores precios de gas se transmiten a la demanda industrial de LNG, la sustitución de combustibles y los costes de importación europeos.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• TTF

  Referencia europea de gas expuesta a la disrupción invernal de suministro de LNG y a la competencia por cargamentos flexibles.

  Fortalezas

  Se espera que precios altos atraigan LNG a Europa y reduzcan la probabilidad de escasez física.

  Debilidades

  El caso base depende de una recuperación gradual de los flujos de LNG del Golfo Pérsico.

  Comparación

  El escenario de bajo flujo de 105 EUR/MWh está por encima del caso base de 70 EUR/MWh; la previsión media para 2030-2035 es 19 EUR/MWh.

  Riesgos

  Un invierno más frío de lo normal, una recuperación más lenta de exportaciones de LNG o una demanda asiática más fuerte pueden elevar aún más los precios.

• JKM

  Referencia asiática de LNG expuesta a la disrupción de suministro, destrucción de demanda industrial y competencia con Europa por cargamentos.

  Fortalezas

  Una mayor fortaleza de precios asiáticos podría atraer cargamentos flexibles de LNG estadounidense si el diferencial JKM-TTF supera los costes de desvío.

  Debilidades

  Se espera que precios más altos reduzcan la demanda industrial, especialmente en Asia.

  Comparación

  El escenario alcista de $35/mmBtu está por encima del caso base de $24.85/mmBtu; la previsión media para 2030-2035 es $7.15/mmBtu.

  Riesgos

  Los subsidios pueden retrasar la destrucción de demanda y requerir precios aún mayores.

• US LNG

  Probable beneficiario de la diversificación de suministro por parte de compradores y de posibles contratos de LNG a largo plazo.

  Fortalezas

  Los cargamentos flexibles pueden redirigirse entre Europa y Asia, y los compradores muestran mayor interés en diversificar hacia el suministro estadounidense.

  Debilidades

  Se espera que el exceso de oferta global a largo plazo debilite los balances de gas y LNG.

  Comparación

  Las tarifas de licuefacción estadounidenses siguen mayormente en $2.50-$2.75/mmBtu, sin cambios frente a los niveles previos a la guerra.

  Riesgos

  Las adiciones de suministro a largo plazo pueden contribuir al exceso de oferta previsto por Goldman Sachs.

Datos clave

• Escenario alcista invernal de TTF105 EUR/MWhPrecio máximo invernal esperado si el suministro de LNG del Golfo Pérsico sigue restringido.
• Escenario alcista invernal de JKM$35/mmBtuPrecio máximo invernal esperado en el escenario de bajos flujos de LNG del Golfo Pérsico.
• Caso base de TTF70 EUR/MWhSupone una mejora gradual de los flujos de LNG por Hormuz.
• Caso base de JKM$24.85/mmBtuSupone una mejora gradual de los flujos de LNG por Hormuz.
• Exportaciones de LNG del Golfo Pérsico15%-25% of pre-war levelsNivel medio de exportación durante julio y agosto.
• Destrucción de demanda de LNG necesariaMore than 30 mtpaEstimación para ayudar a Europa a gestionar inventarios bajo un escenario de bajo suministro invernal y clima promedio.
• Destrucción de demanda ya indicadaAt least 15 mtpaLos datos comerciales de agosto sugieren que este volumen podría estar ocurriendo ya fuera de Europa a los precios actuales.
• Umbral de demanda industrial india de LNG$28-$30/mmBtuLas estimaciones de clientes identifican este rango como relevante para destruir demanda industrial; Goldman Sachs cita cerca de $30/mmBtu en conversaciones directas.
• Previsión de TTF para 2030-203519 EUR/MWhReducida desde 30 EUR/MWh.
• Previsión de JKM para 2030-2035$7.15/mmBtuReducida desde $10.60/mmBtu.
• Tarifas de licuefacción de LNG estadounidense$2.50-$2.75/mmBtuSe reportan como mayormente sin cambios frente a los niveles previos a la guerra.

Impacto e implicaciones

El informe diferencia un mercado cercano en el que el suministro restringido del Golfo Pérsico puede forzar precios de LNG mucho más altos de un mercado posterior con exceso de oferta esperado. También sugiere que el LNG estadounidense puede beneficiarse de la diversificación de compradores, mientras que la limitada contratación europea de largo plazo puede aumentar la dependencia regional del mercado spot volátil.

Riesgos

• Los ataques militares podrían retrasar la recuperación de las exportaciones de LNG del Golfo Pérsico y profundizar el déficit invernal de LNG.
• Un invierno europeo más frío de lo normal podría aumentar las preocupaciones de escasez y la demanda de LNG.
• Los subsidios gubernamentales asiáticos podrían retrasar la destrucción de demanda de LNG y elevar los precios.
• El momento y la magnitud del exceso de oferta de LNG esperado a largo plazo siguen siendo muy inciertos.
• La incertidumbre sobre las responsabilidades de cumplimiento de metano de la UE puede seguir limitando la contratación europea de LNG a largo plazo.

Aspectos que vigilar

• Los volúmenes de exportación de LNG del Golfo Pérsico y si los flujos se recuperan a dos tercios de lo normal para enero de 2027.
• El diferencial JKM-TTF frente al coste de desviar cargamentos de LNG estadounidense de Europa a Asia.
• La demanda industrial asiática de LNG, especialmente si precios cercanos a $30/mmBtu desencadenan recortes adicionales en India.
• El clima invernal europeo, el comportamiento de almacenamiento y señales de intervención gubernamental.
• Nuevos anuncios de contratos de LNG estadounidense y decisiones finales de inversión de proyectos.
• La claridad de implementación de los requisitos europeos de medición, reporte y verificación de metano.