Empresas por País/Región Por Rubro
A B C D E F G H I J K L M N Ñ O P Q R S T U V W X Y Z

MERCADOS

Gas: Australia, exportador top que también importa

El Norte es potencia exportadora, el Sur lo comprará afuera

ENERNEWS/ Small Caps

A medida que Australia se prepara para superar a Qatar como el mayor exportador mundial de gas natural licuado (GNL), también está tratando de importarlo, ya que sus estados del Sur enfrentan una crisis de suministro inminente.

Según la proyección de la consultora independiente EnergyQuest, la producción de gas en Nueva Gales del Sur, Victoria, Tasmania y Australia del Sur comenzará a caer por debajo de la demanda en 2022.

Pero en lugar de bombear gas desde los grandes recursos del Norte de Australia, los estados están considerando cinco proyectos para importar GNL desde el extranjero.

Estos proyectos incluyen la unidad de almacenamiento y regasificación (FSRU) propuesta por AGL Energy en Crib Point, cerca de Melbourne, y el proyecto de tres etapas de GNL de la empresa privada Venice Energy en Port Adelaide, que comienza con un FSRU seguido por una central eléctrica.

Un consorcio formado por Twiggy´s Squadron Energy, Marubeni Corporation y la japonesa Jera Co Inc (el mayor comprador de GNL del mundo) están decididos a construir una instalación de importación de GNL en Port Kembla, cerca de Wollongong, Nueva Gales del Sur, mientras que el importante ExxonMobil de petróleo y gas considera una importación de GNL Instalación en Victoria.

Además, el desarrollador surcoreano EPIK ha propuesto una FSRU para Newcastle, NSW.

Si bien puede parecer irónico importar gas cuando ya tenemos los recursos en el país, hay muchas razones por las que estos proyectos podrían ser opciones viables para asegurar el suministro futuro para la costa este.

Restricciones de oleoducto

La producción de gas de los campos Gippsland de Victoria está disminuyendo rápidamente y, si bien se sabe que el estado tiene abundantes recursos en tierra, la legislación gubernamental ha impuesto prohibiciones a la exploración y el desarrollo, incluido el fracking.

Esto deja una gran brecha entre la oferta y la demanda.

Según el reciente informe de 130 páginas de EnergyQuest, East Coast Gas Outlook hasta 2036 , los estados del sur requerirán que el gas del norte alcance el déficit local desde 2022.

Durante el período de transición, alrededor de 2026, el suministro de gas no alcanzará los días pico y los estados y regiones individuales se quedarán cortos.

Sin embargo, el gas del norte de Australia hacia el sur es costoso y difícil de configurar.

Se necesitarán hasta 142 petajoules de gas en 2025 desde Queensland y el Territorio del Norte para apoyar a los estados del sur, lo que creará importantes limitaciones de infraestructura y requerirá expansiones de ductos, informó EnergyQuest.

“El suministro de Queensland tendría que aumentar a casi un tercio del suministro del sur para llenar el vacío. Sin embargo, mover este volumen de gas al sur se vería restringido en la tubería de enlace QSN y en la tubería de Moomba-Sydney ”, afirmó la empresa.

El director ejecutivo de EnergyQuest, Graeme Bethume, dijo que Queensland también tiene riesgos de inversión.

"Para maximizar la producción de los campos de gas de la veta de carbón (CSG) de Queensland, los inversores deben tener la confianza suficiente en el clima de inversión para perforar alrededor de 1,000 pozos nuevos al año a un costo total de A $ 1-2 mil millones", dijo.

Bethume dijo que los inversionistas ya se sienten sobre expuestos a los proyectos CSG de Queensland, señalando cómo Arrow Energy ha perdido más de A $ 6 mil millones en su inversión desde 2010.

"Difícilmente sería sorprendente que [los inversionistas] sean cautelosos acerca de una mayor inversión, pero cualquier retroceso en la perforación o el desarrollo podría empeorar la situación", dijo.

Precios competitivos del gas.

Además de estar ubicados cerca de los principales centros de demanda y estar bien adaptados para satisfacer la demanda máxima, el informe de EnergyQuest encontró que las terminales de importación de GNL podrían proporcionar contratos a largo plazo a los usuarios de gas con precios transparentes.

Tales terminales también proporcionarán una mayor competencia en el mercado de gas de la costa este, algo que de lo contrario es probable que disminuya, informó la empresa.

Según su último informe trimestral sobre energía, publicado esta semana, los precios domésticos del gas en Australia Occidental promediaron $ 3.53 por gigajulio en el cuarto trimestre de 2018, por debajo del promedio de Henry Hub de $ 4.95 / GJ.

Sin embargo, los precios de la costa este aumentaron más del 42% en el mismo período de 2017, para promediar $ 10.01 / GJ.

Bethune dijo que la puesta en marcha de los tres proyectos Gladstone LNG de Queensland, que actualmente suministran el 25% del gas nacional de la costa este, vincula automáticamente el mercado de la costa este directamente con los precios y la demanda del mercado mundial del gas, donde se establecen los precios del GNL.

"Hay temores de que los proyectos [de importación] bloqueen la costa este con los precios internacionales del gas, pero eso ya sucedió", dijo.

“El gas de Queensland entregado a NSW y Victoria ya tiene un precio de paridad de exportación. "Las diferencias en el precio con las importaciones de GNL están entre la paridad de exportación más las tarifas del gasoducto para el gas nacional y la paridad de importación para las importaciones".

"Más importante aún, si las importaciones no avanzan, a la costa este le faltará gas con proveedores limitados que no tienen la restricción de la competencia activa para establecer sus precios", agregó Bethune.

Recursos decrecientes

La firma también advirtió que transportar más gas de Queensland hacia el sur solo sería una solución a corto plazo ya que el estado tiene sus propios desafíos.

"También esperamos que la producción de gas de Queensland comience a disminuir a partir de 2025, debido a la escasez de recursos de gas de calidad", dijo Bethune.

Según la perspectiva de gas de la costa este de la agencia, no habría reservas 2P (probadas y probables) conocidas para satisfacer la demanda del mercado después de 2026.

Se espera que la producción de los campos CSG de Queensland caiga en más de 100 PJ al año en capacidad de entrega, el equivalente a un terminal de importación de GNL cada año.

Esto, a su vez, forzará un recorte en la producción de seis a cuatro trenes de GNL en Gladstone, dijo EnergyQuest, alegando que las importaciones de GNL eran "la única opción de suministro segura para la costa este después de 2026".

Contratiempos regulatorios

Australia no sería el primer país en adoptar una idea tan conflictiva. Otros países, incluidos Estados Unidos, Malasia, los Emiratos Árabes Unidos y Egipto, ya exportan e importan GNL.

Bethune dijo que la importación de GNL no necesariamente tiene que ser "para siempre".

"Tanto Argentina como Egipto pasaron de exportar GNL a importar y ahora están nuevamente exportando luego de descubrimientos sustanciales de gas", dijo.

El informe de EnergyQuest concluyó que "a la luz de la gama de riesgos, desarrollar terminales de importación de GNL más temprano que tarde sería una forma prudente de mitigación de riesgos".

"El tiempo es crítico, y es preocupante que los procesos regulatorios en Victoria y NSW se estén demorando, lo que retrasa las decisiones para seguir adelante con estos nuevos terminales", agregó Bethune.

"Aquí, tenemos inversionistas dispuestos a gastar su propio dinero para aliviar la escasez de gas en la costa este, pero no parece haber ningún sentido de urgencia para acelerar el proceso de aprobación".

El informe también señaló que el desarrollo de proyectos de gas doméstico es crítico y debería ser más competitivo con las importaciones.

"Por ejemplo, el desarrollo del proyecto Narrabri de Santos (ASX: STO) en NSW es ​​necesario, pero se ve obstaculizado por un largo proceso regulatorio e incertidumbre política", señaló Bethune.

El presidente de la Comisión Australiana de Competencia y Consumidores (ACCC, por sus siglas en inglés), Rod Sims, dijo que el gobierno tiene un papel importante que desempeñar para garantizar que el gas llegue al mercado más temprano que tarde, en su discurso en la Conferencia de Perspectivas Domésticas de Australia.

"Continuamos instando a los gobiernos estatales a adoptar políticas que consideren y administren los riesgos de proyectos individuales de desarrollo de gas, en lugar de implementar moratorias generales y restricciones reglamentarias", dijo.

“Cuando los nuevos jugadores más pequeños como Blue Energy en la Cuenca Bowen estén dispuestos a asumir el riesgo de nuevos desarrollos de gasoductos o gasoductos, los gobiernos deberían buscar hacer lo que puedan para facilitar un mercado de gas vibrante y competitivo que Beneficiar a toda la economía australiana ".

Sims también cree que se necesita una gran diversidad de proveedores en el sur para bajar los precios del gas doméstico.

"Se lograrán los beneficios de precios más importantes para los usuarios domésticos de gas si se produce un gas de menor costo adicional en el sur, en lugar de ser transportado desde Queensland, el Territorio del Norte o importado a través de una terminal de importación de GNL", dijo.

Entonces, si bien esto podría ser cierto, hasta que se eliminen las restricciones de desarrollo en el sur (si es que alguna vez se hace), las importaciones podrían ser la solución rápida para los problemas de suministro y precios

Volver a la Home
 

Propietario: D&C Visual S.R.L. | C.U.I.T.: 30-70894554-0
Piedras 153 3ºA (1070) Ciudad Autónoma de Buenos Aires
Director: Daniel Eduardo Bosque director@miningpress.com

Mining Press es una
publicación de D&C Visual S.R.L.

D&C Visual