La cadena de frío del GNL: por qué licuar gas cuesta una cuarta parte de su valor

A principios de marzo, el capitán de un carguero estadounidense que esperaba frente a Sabine Pass tuvo que tomar una decisión que nada tenía que ver con el clima. El gas Henry Hub cotizaba cerca de 2,97 dólares por millón de unidades térmicas británicas. Esa misma energía, entregada como gas licuado en el noroeste de Europa, valía alrededor de 17 dólares en el índice de referencia TTF neerlandés, y aproximadamente 15,50 dólares en Asia según el marcador JKM. Ese diferencial es toda la razón de ser del negocio del GNL. También es, casi exactamente, la razón por la que es tan difícil ganar dinero en él.

Convertir un gas en un líquido que se pueda cargar en un barco no es un atajo. Es un relevo industrial completo: tratar el gas, enfriarlo a menos 162 grados Celsius, cargarlo en tanques aislados, navegar miles de kilómetros y luego volver a convertirlo en gas en el punto de destino. Cada etapa cuesta dinero real y energía real, y cada una le resta una parte a ese margen de arbitraje titular antes de que un solo dólar de ganancia llegue a alguien.

Hacia dónde va el dinero

Si se desglosa el costo operativo de mover gas por mar, la estructura es consistente en toda la industria. La refrigeración y la licuefacción absorben aproximadamente del 40 al 42 por ciento del costo operativo de la cadena. El transporte marítimo representa del 20 al 30 por ciento. La regasificación y la distribución en el extremo receptor consumen entre otro 20 y otro 27 por ciento. La licuefacción es la que más pesa, y es la razón por la que la planta, no el barco, es donde se acumula el capital.

Expresado en términos por unidad, deja de ser abstracto. Las tarifas de licuefacción en acuerdos estadounidenses de largo plazo han oscilado entre 2,25 y 3,50 dólares por MMBtu. El flete marítimo suele añadir entre 0,50 y 1,20 dólares. La regasificación en la terminal de importación agrega otros 0,30 a 1,00 dólar, y una unidad flotante simple de almacenamiento y regasificación se ubica en el extremo más barato. Si se apilan todos estos costos sobre el precio del gas de alimentación, una parte considerable del precio entregado, a menudo alrededor de una cuarta parte en un mercado normal, es solo el peaje por cambiar el estado físico del gas y llevarlo a través del agua.

El frío es la parte cara

La razón por la que la licuefacción domina es la termodinámica. Para mantener el metano como líquido, hay que comprimir alrededor de 600 volúmenes de gas en un volumen de líquido y mantenerlo allí a temperatura criogénica. Eso requiere trenes de compresores enormes, circuitos de refrigerante y electricidad, y las plantas que lo hacen se cuentan entre los proyectos de capital individual más grandes en la energía. Las terminales de licuefacción se construyen para operar durante décadas porque la única forma de justificar el gasto inicial es distribuirlo a lo largo de veinte años de procesamiento.

El transporte marítimo parece más barato en la línea operativa, pero eso es engañoso. Un buque metanero es una embarcación construida a propósito con tanques criogénicos de doble pared, y su carga se está evaporando silenciosamente durante todo el viaje. El costo del flete es también el factor variable que decide si una operación siquiera ocurre. Una cola más larga en el canal de Panamá, un desvío por Suez o un aumento en las tarifas de fletamento pueden consumir silenciosamente una brecha de precios regional completa, por eso los operadores siguen el flete con tanta atención como siguen la mercancía.

Dos maneras de dividir el riesgo

La forma en que ese costo se reparte entre vendedor y comprador depende del contrato, y hay dos grandes familias. Los acuerdos de exportación estadounidenses son en su mayoría estructuras de peaje. El comprador paga un cargo variable vinculado al precio del gas estadounidense, comúnmente modelado como alrededor del 115 por ciento de Henry Hub para cubrir el gas de alimentación más la energía de licuefacción, además de una tarifa fija de licuefacción, generalmente en el rango de 2 a 3 dólares. Los acuerdos recientes de largo plazo han aterrizado dentro de esa banda; un contrato de 20 años firmado el año pasado entre ADNOC y el desarrollador de Rio Grande, NextDecade, se informó con una tarifa fija de alrededor de 2,40 a 2,55 dólares.

La otra familia es la indexada al petróleo. Gran parte del suministro heredado de Medio Oriente, Australia y otros lugares fija el precio del GNL con un coeficiente respecto al crudo Brent, en lugar de hacerlo con un centro de gas. Las dos estructuras asignan el riesgo de manera muy diferente. En un acuerdo de peaje con Henry Hub, el comprador asume el riesgo de la mercancía y el vendedor embolsa una tarifa fija por el uso de la planta. En un acuerdo indexado al petróleo, el precio se mueve con el crudo sin importar lo que esté haciendo realmente el gas en cualquiera de las dos cuencas.

Esa distinción tiene dientes. En un acuerdo de peaje estadounidense, el margen del vendedor es la brecha entre el costo del gas de alimentación y lo que obtiene el cargamento río abajo, y esa brecha no es algo que se pueda cubrir limpiamente. Como lo expresó claramente un análisis de mercado, la flexibilidad que no se puede cubrir es riesgo abierto. Cuando Henry Hub sube, la pata del gas de alimentación sube con él y el margen del exportador se comprime incluso si la tarifa fija nunca se mueve.

Por qué el mismo cargamento navega al este o al oeste

La estructura de peaje viene con una característica que convierte cada cargamento estadounidense flexible en una decisión comercial en vivo: la flexibilidad de destino. El comprador, habiendo pagado la tarifa fija, puede enviar el barco a donde mejor le convenga en términos de números. Ese cálculo es el netback, el precio entregado en una región menos el flete para llegar allí. Compare el netback de Europa contra el netback de Asia y envíe el cargamento al que sea más alto.

Aquí es donde funciona el triángulo JKM-TTF-Henry Hub. Henry Hub fija el costo de la molécula que sale de Estados Unidos. TTF y JKM fijan lo que vale al llegar a Europa o Asia. Cuando JKM supera a TTF por más de aproximadamente 3 dólares por MMBtu, la prima de Asia es lo bastante amplia para cubrir el viaje más largo y el flete adicional, y los cargamentos tienden a girar hacia el este, ajustando Europa y empujando al TTF al alza detrás de ellos. Cuando el diferencial se estrecha o el flete sube, Europa gana en términos de netback y los barcos se quedan más cerca de casa.

Esa fue exactamente la situación en marzo pasado. El alto flete y un diferencial JKM-TTF comprimido apuntaron el arbitraje estadounidense del mes próximo hacia Europa, incluso mientras algunos cargamentos comenzaban a desviarse hacia Asia a medida que la prima oriental se afianzaba. La decisión cambia semana a semana porque los insumos, tres índices de referencia y una tarifa de flete, se mueven semana a semana.

La conclusión para la mesa de operaciones

El GNL a menudo se describe como una forma de conectar gas barato con mercados caros. Eso es cierto, pero subestima lo delgada que puede volverse esa conexión. La cadena de frío descuenta una tarifa de licuefacción, una factura de flete y un cargo de regasificación antes de que alguien registre una ganancia, y en un mercado normal esos peajes suman algo cercano a una cuarta parte del valor entregado. La operación solo se cierra cuando el diferencial entre cuencas es cómodamente más amplio que el costo total del relevo.

Por eso este negocio se mueve por diferenciales, no por precios absolutos. Un precio entregado de 15 dólares en Asia no significa nada por sí solo; lo que importa es si supera al netback europeo después del flete, y si cualquiera de los dos supera el costo cargado que sale del Golfo. Cuando esas brechas son amplias, los barcos eligen su destino en pleno océano y el modelo imprime dinero. Cuando se estrechan, los mismos costos fijos que hacen posible la cadena son los que hacen que deje de pagar.