COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL, TOMADO EL TEXTO EN PREPARACION: INGENIERIA DE PROCESOS EN LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL Y CONDENSADOS
Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
Ingenieros Químicos (UNI-Perú) M.S.in ChE (University of Wisconsin Madison y University of Illinois at Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.co
3 SUMINISTRO Y DEMANDA DE GAS NATURAL
3.3. Comercialización de gas natural (1, 2, 3, 4, 5, 6)
El mercado de gas natural ha desarrollado durante la segunda década del siglo XXI, pero aun ahora no existe realmente un mercado global porque aún falta que el gas logre finalmente el status de “commodity” (bien transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo.
Esto está próximo a ocurrir y ya la comercialización (Trading) de gas natural tiene impactos significativos en la economía mundial, y existen mayores oportunidades pero también mayores riesgos, interdependencias y alineamientos geopolíticos.
En el año 2018 el mundo demandó 372 billones de pies cúbicos estándar por día (1 B es igual a 103 millones) de gas natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumos es el que se aprecia en la Tabla 3.3.1.
Tabla 3.3.1.- Demanda de gas natural en el mundo
(Tomado de 1 elaboración propia)
3.3. Comercialización de gas natural (1, 2, 3, 4, 5, 6)
El mercado de gas natural ha desarrollado durante la segunda década del siglo XXI, pero aun ahora no existe realmente un mercado global porque aún falta que el gas logre finalmente el status de “commodity” (bien transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo.
Esto está próximo a ocurrir y ya la comercialización (Trading) de gas natural tiene impactos significativos en la economía mundial, y existen mayores oportunidades pero también mayores riesgos, interdependencias y alineamientos geopolíticos.
En el año 2018 el mundo demandó 372 billones de pies cúbicos estándar por día (1 B es igual a 103 millones) de gas natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumos es el que se aprecia en la Tabla 3.3.1.
Tabla 3.3.1.- Demanda de gas natural en el mundo
(Tomado de 1 elaboración propia)
El mayor consumidor del mundo es Estados Unidos con un consumo de 79.1 billones de pies cúbicos estándar por día (BPCSD) que representa un 21.2 % del consumo global. En América Latina el mayor consumidor es México con 8.7 BPCSD y un 2.3 % del consumo mundial. El Perú con un consumo de 0.7 BPCSD durante el año 2011 representó sólo el 0.2 % del consumo mundial.
Los consumos mundiales mencionados anteriormente, son destinados principalmente al sector industrial y al sector eléctrico.
Precio del gas natural
En la región y en el mundo, el gas natural continúa manteniendo el atractivo propio de un hidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opción para modificar la matriz energética en los países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no presentan iguales ventajas. Latinoamérica, no escapa del interés y crecimiento de la oferta y demanda de este hidrocarburo, generando con ello, análisis e interés en lo que respecta al precio que éste debería tener.
La continua alza mundial de los precios durante los primeros años del siglo XXI llevó a que el precio del gas natural estuviera sujeto a reajustes al alza. Durante los primeros años de este Siglo XXI existió una correlación entre los precios del gas y los precios del petróleo debido, entre otras cosas, a que estos dos energéticos se sustituyen entre sí, especialmente en el sector eléctrico.
Después del año 2008 el precio del gas natural se desvinculó del precio del petróleo crudo como se observa en la Figura No. 3.3.1.
Los consumos mundiales mencionados anteriormente, son destinados principalmente al sector industrial y al sector eléctrico.
Precio del gas natural
En la región y en el mundo, el gas natural continúa manteniendo el atractivo propio de un hidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opción para modificar la matriz energética en los países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no presentan iguales ventajas. Latinoamérica, no escapa del interés y crecimiento de la oferta y demanda de este hidrocarburo, generando con ello, análisis e interés en lo que respecta al precio que éste debería tener.
La continua alza mundial de los precios durante los primeros años del siglo XXI llevó a que el precio del gas natural estuviera sujeto a reajustes al alza. Durante los primeros años de este Siglo XXI existió una correlación entre los precios del gas y los precios del petróleo debido, entre otras cosas, a que estos dos energéticos se sustituyen entre sí, especialmente en el sector eléctrico.
Después del año 2008 el precio del gas natural se desvinculó del precio del petróleo crudo como se observa en la Figura No. 3.3.1.
Fig. No.3.3.1.- Precios del Gas Natural y del petróleo crudo
(Tomado de 1 elaboración propia)
Asimismo, en general, los precios de gas, aún se pueden considerar regionales debido a que no existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en el cual los precios se establecen considerando tanto las características de la oferta y la demanda, así como la oportunidad del mercado local y regional.
Sin embargo, la tendencia a que sea considerado un commodity está ya muy próxima por el espectacular desarrollo de la comercialización de gas natural licuefactado (LNG) en el mundo durante el presente siglo.
En cuanto a la determinación de los precios, estos se determinan en función de diversos factores. De manera particular la localización de un mercado específico, la estructura de los contratos de suministro hacia dicho mercado y el tiempo de entrega suelen ser factores más importantes que los balances de oferta y demanda. Se debe recordar que dichos balances más las diferencias de fletes entre regiones, es lo que permite las denominadas “ventanas de arbitraje” que es el fundamento del trading internacional de petróleo. Esto aún no sucede con la comercialización de gas natural. También hay que recordar que este trading global requiere de la total consolidación del desarrollo del suministro y comercialización de gas natural licuefactado (LNG) a nivel global.
En el año 2018 la variabilidad de los precios del gas se ha reducido con relación a l primera década del siglo XXI.
Aun así pueden existir mercados de importación con múltiples tipos de contratos de suministro, como pueden ser los mercados del Asia, pueden presentar diversas modalidades y niveles para preciar el gas y donde cada tipo de contrato puede tener una fórmula diferente de precios para el gas. En estos mercados el precio típico en un año variará según las diversas fuentes de suministro a dicho mercado.
De acuerdo con la International Gas Union (160), durante la primera década del presente siglo los sistemas de fijación de precios para el gas natural se organizan dentro de las siguientes categorías.
Precios del gas natural basados en Hubs.- Los Hubs son lugares físicos sobre los cuales se transan importantes volúmenes físicos de productos y volúmenes importantes de papeles a futuro en lo que se denomina Hedging. El más famoso de los Hubs es Cushing en Oklahoma (Estados Unidos) punto sobre el cual se comercializa el petróleo crudo llamado West Texas Intermediate (WTI). Esta comercialización nos e hace en Oklahoma sino en el New York Exchange Mercantile (NYMEX) en Nueva York, ahora propiedad del CBE (Chicago Board of Exchange) donde se tranzan (Trading) compras y ventas a futuro del petróleo crudo WTI y otros petróleos crudos, tanto volúmenes físicos como papeles a futuro (forwards, opciones, etc.) dando origen a un complejo sistema de transacciones de hidrocarburos (Trading de hidrocarburos), En este sistema de trading, los precios de otros petróleos crudo, diferentes al WTI, se relacionan con el precio del WTI (como un porcentaje, un diferencial o fórmulas más complejas). Por esta razón al petróleo WTI s ele denomina crudo marcador y su precio en el NYMEX (CBE), que se actualiza permanentemente durante las horas de trading se vuelve un punto de referencia para toda la comercialización de petróleos crudos en Estados unidos y en toda América.
Para el caso del gas natural el mercado más importante en Estados Unidos es el Henry Hub que está ubicado en Luisiana. El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural.
Este Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro interestatales. En conjunto, estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry Hub. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metros cúbicos/día a través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas).
El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones de suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este precio spot se refiere a las transacciones para entregas a realizar al día siguiente que ocurren en la planta de tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos delgas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos, incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración.
Al igual que el petróleo crudo WTI, el gas natural que fija su precio en el Henry Hub se comercializa (compra y venta a futuro llamado Trading) en un mercado a futuro de gas físico y papeles en el New York Exchange Mercantile (NYMEX), hoy CBE). El precio en este mercado de referencia debe reflejar el poder de los actores que especulan con precios a futuro y que pueden llegar a influir mucho más que los factores técnicos (balance oferta demanda y disponibilidad de transporte) en la formación de precios del gas.
En Europa el Hub más importante es el National Balancing Point (NBP) en Gran Bretaña, que es el punto para la comercialización (Trading) virtual para el mercado del Intercontinental Exchange (ICE) ubicado en Londres. Allí existe también un mercado de gas físico y un mercado de papeles (forwards, opciones, etc.). A diferencia del petróleo crudo WTI, comercializado en el NYMEX (CBE) o del petróleo crudo Brent comercializado en el ICE cuyos preciso dependen tanto de factores técnicos, como no técnicos, los precios de gas a futuro en el ICE caen marcadamente para entrega a algunos meses en el futuro.
También existen contratos de suministro de gas natural a largo plazo, especialmente el gas comercializado en Europa y Asia, en los antiguos contratos de gas natural licuefactado (LNG) cuto precio del gas está en función del precio del petróleo. Las fórmulas contractuales pueden ser muchas, entre ellas se encuentran coeficientes de indexación, promedios, porcentaje de valor de uno o más hidrocarburos derivados del petróleo etc.
Precios del gas en situación de monopolios.- En el caso de los monopolios, muchas veces, el método utilizado para la fijación de precio es el valor net back de mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribución son deducidos del precio medio de las energías concurrentes en el mercado final. Esto ocurre en países como en Francia, Bélgica, Holanda, España e Italia.
Precios de gas contra inversiones a futuro.- En el mercado del gas natural, también es posible desarrollar contratos de compra venta de gas de mediano o largo plazo contra inversiones en desarrollo de campos de gas natural y plantas de procesamiento. En estos casos, los contratos se establecen antes de invertir en el desarrollo de los campos de explotación.
En esta situación los contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas por garantías de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas “deliver-or-pay”y “take-or-pay”, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a fórmulas o indexaciones de manera que perduren el término completo del contrato, los cuales comúnmente llegan a 20 años o más, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte y consumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoeléctrica).
En los años 50, cuando se empezaron los intercambios gasíferos a grandes distancias, particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron ésta última técnica de contratos a largo plazo. Hoy en día, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando precios a base de tarifas a largo plazo o empleando tarifas referidas a precios spot.
Precios subsidiados.- En diversos países de Medio Oriente y del Norte de África (Nigeria, Angola) los precios del gas son tan reducidos que a veces no llegan a cubrir los costos de producción del mismo. En la Federación Rusa y en muchos lugares del África los precios locales se fijan sin tener ninguna relación con el precio del petróleo o con los costos de producción.
En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la suma de los precios de gas en boca de pozo, más las tarifas de transporte (en función de las distancias y volúmenes) y las tarifas de distribución. En otros casos, los precios resultan de una negociación bilateral entre los países involucrados.
Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintos combustibles. El mejor método es usar una comparación en base al precio en dólares requerido para obtener un MBTU (Ver tabla 3.3.1), para comparar en función de un mismo parámetro.
Al analizar la Tabla, se nota que los precios se han alineado normalmente en orden descendente: petróleo y luego gas natural. (Ver Tabla 3.3.2.)
Tabla 3.3.2.- Precios combustible en USS MMBTU
(Tomado de 1 elaboración propia)
(Tomado de 1 elaboración propia)
Asimismo, en general, los precios de gas, aún se pueden considerar regionales debido a que no existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en el cual los precios se establecen considerando tanto las características de la oferta y la demanda, así como la oportunidad del mercado local y regional.
Sin embargo, la tendencia a que sea considerado un commodity está ya muy próxima por el espectacular desarrollo de la comercialización de gas natural licuefactado (LNG) en el mundo durante el presente siglo.
En cuanto a la determinación de los precios, estos se determinan en función de diversos factores. De manera particular la localización de un mercado específico, la estructura de los contratos de suministro hacia dicho mercado y el tiempo de entrega suelen ser factores más importantes que los balances de oferta y demanda. Se debe recordar que dichos balances más las diferencias de fletes entre regiones, es lo que permite las denominadas “ventanas de arbitraje” que es el fundamento del trading internacional de petróleo. Esto aún no sucede con la comercialización de gas natural. También hay que recordar que este trading global requiere de la total consolidación del desarrollo del suministro y comercialización de gas natural licuefactado (LNG) a nivel global.
En el año 2018 la variabilidad de los precios del gas se ha reducido con relación a l primera década del siglo XXI.
Aun así pueden existir mercados de importación con múltiples tipos de contratos de suministro, como pueden ser los mercados del Asia, pueden presentar diversas modalidades y niveles para preciar el gas y donde cada tipo de contrato puede tener una fórmula diferente de precios para el gas. En estos mercados el precio típico en un año variará según las diversas fuentes de suministro a dicho mercado.
De acuerdo con la International Gas Union (160), durante la primera década del presente siglo los sistemas de fijación de precios para el gas natural se organizan dentro de las siguientes categorías.
Precios del gas natural basados en Hubs.- Los Hubs son lugares físicos sobre los cuales se transan importantes volúmenes físicos de productos y volúmenes importantes de papeles a futuro en lo que se denomina Hedging. El más famoso de los Hubs es Cushing en Oklahoma (Estados Unidos) punto sobre el cual se comercializa el petróleo crudo llamado West Texas Intermediate (WTI). Esta comercialización nos e hace en Oklahoma sino en el New York Exchange Mercantile (NYMEX) en Nueva York, ahora propiedad del CBE (Chicago Board of Exchange) donde se tranzan (Trading) compras y ventas a futuro del petróleo crudo WTI y otros petróleos crudos, tanto volúmenes físicos como papeles a futuro (forwards, opciones, etc.) dando origen a un complejo sistema de transacciones de hidrocarburos (Trading de hidrocarburos), En este sistema de trading, los precios de otros petróleos crudo, diferentes al WTI, se relacionan con el precio del WTI (como un porcentaje, un diferencial o fórmulas más complejas). Por esta razón al petróleo WTI s ele denomina crudo marcador y su precio en el NYMEX (CBE), que se actualiza permanentemente durante las horas de trading se vuelve un punto de referencia para toda la comercialización de petróleos crudos en Estados unidos y en toda América.
Para el caso del gas natural el mercado más importante en Estados Unidos es el Henry Hub que está ubicado en Luisiana. El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural.
Este Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro interestatales. En conjunto, estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry Hub. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metros cúbicos/día a través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas).
El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones de suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este precio spot se refiere a las transacciones para entregas a realizar al día siguiente que ocurren en la planta de tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos delgas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos, incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración.
Al igual que el petróleo crudo WTI, el gas natural que fija su precio en el Henry Hub se comercializa (compra y venta a futuro llamado Trading) en un mercado a futuro de gas físico y papeles en el New York Exchange Mercantile (NYMEX), hoy CBE). El precio en este mercado de referencia debe reflejar el poder de los actores que especulan con precios a futuro y que pueden llegar a influir mucho más que los factores técnicos (balance oferta demanda y disponibilidad de transporte) en la formación de precios del gas.
En Europa el Hub más importante es el National Balancing Point (NBP) en Gran Bretaña, que es el punto para la comercialización (Trading) virtual para el mercado del Intercontinental Exchange (ICE) ubicado en Londres. Allí existe también un mercado de gas físico y un mercado de papeles (forwards, opciones, etc.). A diferencia del petróleo crudo WTI, comercializado en el NYMEX (CBE) o del petróleo crudo Brent comercializado en el ICE cuyos preciso dependen tanto de factores técnicos, como no técnicos, los precios de gas a futuro en el ICE caen marcadamente para entrega a algunos meses en el futuro.
También existen contratos de suministro de gas natural a largo plazo, especialmente el gas comercializado en Europa y Asia, en los antiguos contratos de gas natural licuefactado (LNG) cuto precio del gas está en función del precio del petróleo. Las fórmulas contractuales pueden ser muchas, entre ellas se encuentran coeficientes de indexación, promedios, porcentaje de valor de uno o más hidrocarburos derivados del petróleo etc.
Precios del gas en situación de monopolios.- En el caso de los monopolios, muchas veces, el método utilizado para la fijación de precio es el valor net back de mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribución son deducidos del precio medio de las energías concurrentes en el mercado final. Esto ocurre en países como en Francia, Bélgica, Holanda, España e Italia.
Precios de gas contra inversiones a futuro.- En el mercado del gas natural, también es posible desarrollar contratos de compra venta de gas de mediano o largo plazo contra inversiones en desarrollo de campos de gas natural y plantas de procesamiento. En estos casos, los contratos se establecen antes de invertir en el desarrollo de los campos de explotación.
En esta situación los contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas por garantías de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas “deliver-or-pay”y “take-or-pay”, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a fórmulas o indexaciones de manera que perduren el término completo del contrato, los cuales comúnmente llegan a 20 años o más, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte y consumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoeléctrica).
En los años 50, cuando se empezaron los intercambios gasíferos a grandes distancias, particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron ésta última técnica de contratos a largo plazo. Hoy en día, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando precios a base de tarifas a largo plazo o empleando tarifas referidas a precios spot.
Precios subsidiados.- En diversos países de Medio Oriente y del Norte de África (Nigeria, Angola) los precios del gas son tan reducidos que a veces no llegan a cubrir los costos de producción del mismo. En la Federación Rusa y en muchos lugares del África los precios locales se fijan sin tener ninguna relación con el precio del petróleo o con los costos de producción.
En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la suma de los precios de gas en boca de pozo, más las tarifas de transporte (en función de las distancias y volúmenes) y las tarifas de distribución. En otros casos, los precios resultan de una negociación bilateral entre los países involucrados.
Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintos combustibles. El mejor método es usar una comparación en base al precio en dólares requerido para obtener un MBTU (Ver tabla 3.3.1), para comparar en función de un mismo parámetro.
Al analizar la Tabla, se nota que los precios se han alineado normalmente en orden descendente: petróleo y luego gas natural. (Ver Tabla 3.3.2.)
Tabla 3.3.2.- Precios combustible en USS MMBTU
(Tomado de 1 elaboración propia)
El gran terremoto y tsunami de marzo del 2011 en el Japón y sus consecuencias directas en el desastre mayor de la Planta Nuclear de Fukushima (cuyo propietario era la mayor empresa generadora eléctrica del Japón TEPCO: Tokio Electrical Power Company) y sus consecuencias posteriores y globales en la industria de la energía nuclear en el mundo son la fuerza motriz que ha impulsado los precios del gas natural en estos últimos años
Así en la actualidad, en Europa, el gas mayorista se vende principalmente a través de contratos a largo plazo. Estos contratos utilizan precios basados en centros de gas o vinculados al petróleo, y a menudo usan ambos.
En Asia y muchos mercados emergentes sin mercados de comercio de gas líquido y establecido, el precio del GNL es en su mayor parte establecido a través de relaciones con el precio del petróleo, complementado por un pequeño porcentaje de participación de las importaciones spot de GNL.
Finalmente, cada vez más los costos de entrega de GNL de los Estados Unidos proporcionan un punto de referencia cada vez más importante para los mercados mundiales, dada la flexibilidad de su oferta sin destino, así como la liquidez y transparencia de precios del mercado estadounidense. Se está produciendo la “comoditización” del gas natural (En la forma de GNL).
Como una gran parte de los contratos todavía están al menos parcialmente indexados al precio del petróleo, las tendencias en el mercado del petróleo son indicadores cruciales para el precio del GNL
La caída de los precios del petróleo entre finales de 2014 y mediados de 2016 provocó una caída en precios tradicionalmente vinculados al petróleo en Europa y Asia, pero luego con la recuperación de fines de 2016 hubo un cambio.
Así de un promedio de más de 100 dólares por barril (US$/BL) en los primeros ocho meses de 2014, los precios del crudo Brent cayeron rápidamente a un mínimo promedio de 44 US$/Bl en 2016, para luego recuperarse a un máximo de 81 US$/Bl en septiembre de 2018, por un corto tiempo, para caer posteriormente a un promedio de 62 US$/Bl en el cuarto trimestre del mismo año.
Dado que la mayoría de los contratos indexados al petróleo tienen un retraso de tres a seis meses frente al precio del petróleo, los precios de importación a plazo asiático siguieron al aumento del petróleo precios durante la mayor parte de 2018. Así el precio de importación promedio japonés contratado aumentó de 8.36 US$/ MMBtu en enero de 2018 a un máximo de 10.70 US$ / MMBtu en diciembre 2018, para luego caer durante el 2019 debido a que los vínculos contractuales alcanzan la caída de los precios del petróleo.
Desde el comienzo de la década, los compradores asiáticos han buscado cada vez más para diversificar las estructuras de precios de sus carteras de GNL, cambiando en los Contrato de GNL la condición del destino fijo tradicional, a largo plazo, vinculado al precio del petróleo.
El crecimiento sostenido de la producción de gas de esquisto en el norte Estados Unidos ha permitido al Henry Hub comerciar con un descuento respecto a otros grandes puntos de referencia para el gas natural en la cuenca del Pacífico y Europa, lo que provocó que los japoneses, empresas surcoreanas, indias e indonesias, entre otras, firmen acuerdos de compra basados en los precios del Henry Hub.
Mientras que la actividad de contratación de compradores de los Estados Unidos disminuyó entre 2014 y 2016, cuando los precios del petróleo fueron bajos, luego aumentaron en los años 2016 – 2018 lo que llevó a un resurgimiento del interés en los volúmenes de los Estados Unidos.
Desde 2009, los contratos de gas europeos se han firmado cada vez más o se han renegociado para incluir la indexación del precio del gas central (particularmente en el noroeste), dejando caer los vínculos históricamente dominantes con el crudo y fuel oil.
Debido a las políticas energéticas y a la dinámica del mercado en la Unión Europea, los principales proveedores de gas han incrementado la participación de contratos con precios de exportación basados en Hubs, esto para la formulación de precios de exportación de tuberías para ciertos contratos.
En el caso de Alemania, al igual que otros precios que están principalmente indexados al petróleo, el precio del gas en la frontera alemana ha seguido la caída y el aumento de los precios del petróleo en los últimos tres años, aun cunado sus oscilaciones han sido típicamente más calladas que las de los precios contratados para el GNL que va a Japón.
El caso específico del precio del gas natural en los Estados Unidos se revisa en el Capítulo 17, donde se analiza los efectos de la producción del denominado gas de esquisto (Shale gas) en los precios del gas natural en dicho país.
La Figura 3.3.2 muestra la evolución de precios del gas natural en diversos mercados:
Así en la actualidad, en Europa, el gas mayorista se vende principalmente a través de contratos a largo plazo. Estos contratos utilizan precios basados en centros de gas o vinculados al petróleo, y a menudo usan ambos.
En Asia y muchos mercados emergentes sin mercados de comercio de gas líquido y establecido, el precio del GNL es en su mayor parte establecido a través de relaciones con el precio del petróleo, complementado por un pequeño porcentaje de participación de las importaciones spot de GNL.
Finalmente, cada vez más los costos de entrega de GNL de los Estados Unidos proporcionan un punto de referencia cada vez más importante para los mercados mundiales, dada la flexibilidad de su oferta sin destino, así como la liquidez y transparencia de precios del mercado estadounidense. Se está produciendo la “comoditización” del gas natural (En la forma de GNL).
Como una gran parte de los contratos todavía están al menos parcialmente indexados al precio del petróleo, las tendencias en el mercado del petróleo son indicadores cruciales para el precio del GNL
La caída de los precios del petróleo entre finales de 2014 y mediados de 2016 provocó una caída en precios tradicionalmente vinculados al petróleo en Europa y Asia, pero luego con la recuperación de fines de 2016 hubo un cambio.
Así de un promedio de más de 100 dólares por barril (US$/BL) en los primeros ocho meses de 2014, los precios del crudo Brent cayeron rápidamente a un mínimo promedio de 44 US$/Bl en 2016, para luego recuperarse a un máximo de 81 US$/Bl en septiembre de 2018, por un corto tiempo, para caer posteriormente a un promedio de 62 US$/Bl en el cuarto trimestre del mismo año.
Dado que la mayoría de los contratos indexados al petróleo tienen un retraso de tres a seis meses frente al precio del petróleo, los precios de importación a plazo asiático siguieron al aumento del petróleo precios durante la mayor parte de 2018. Así el precio de importación promedio japonés contratado aumentó de 8.36 US$/ MMBtu en enero de 2018 a un máximo de 10.70 US$ / MMBtu en diciembre 2018, para luego caer durante el 2019 debido a que los vínculos contractuales alcanzan la caída de los precios del petróleo.
Desde el comienzo de la década, los compradores asiáticos han buscado cada vez más para diversificar las estructuras de precios de sus carteras de GNL, cambiando en los Contrato de GNL la condición del destino fijo tradicional, a largo plazo, vinculado al precio del petróleo.
El crecimiento sostenido de la producción de gas de esquisto en el norte Estados Unidos ha permitido al Henry Hub comerciar con un descuento respecto a otros grandes puntos de referencia para el gas natural en la cuenca del Pacífico y Europa, lo que provocó que los japoneses, empresas surcoreanas, indias e indonesias, entre otras, firmen acuerdos de compra basados en los precios del Henry Hub.
Mientras que la actividad de contratación de compradores de los Estados Unidos disminuyó entre 2014 y 2016, cuando los precios del petróleo fueron bajos, luego aumentaron en los años 2016 – 2018 lo que llevó a un resurgimiento del interés en los volúmenes de los Estados Unidos.
Desde 2009, los contratos de gas europeos se han firmado cada vez más o se han renegociado para incluir la indexación del precio del gas central (particularmente en el noroeste), dejando caer los vínculos históricamente dominantes con el crudo y fuel oil.
Debido a las políticas energéticas y a la dinámica del mercado en la Unión Europea, los principales proveedores de gas han incrementado la participación de contratos con precios de exportación basados en Hubs, esto para la formulación de precios de exportación de tuberías para ciertos contratos.
En el caso de Alemania, al igual que otros precios que están principalmente indexados al petróleo, el precio del gas en la frontera alemana ha seguido la caída y el aumento de los precios del petróleo en los últimos tres años, aun cunado sus oscilaciones han sido típicamente más calladas que las de los precios contratados para el GNL que va a Japón.
El caso específico del precio del gas natural en los Estados Unidos se revisa en el Capítulo 17, donde se analiza los efectos de la producción del denominado gas de esquisto (Shale gas) en los precios del gas natural en dicho país.
La Figura 3.3.2 muestra la evolución de precios del gas natural en diversos mercados:
Fig. No.3.3.2.- Precios Regionales del Gas Natural
(Tomado de 1 elaboración propia)
Trading de gas natural
Por sus características en términos de recursos, conexión física y evolución de sus precios se puede hablar en la actualidad de tres mercados regionales para el gas natural y la comercialización, o Trading de gas natural se da en la actualidad por dos medios: por gasoducto y por vía marítima cuando se comercializa como gas natural licuefactado (GNL).
Los mercados regionales son los Estados Unidos de Norteamérica, la Cuenca Asia Pacífico y la Región Europea. Cada mercado regional tiene su propio esquema de formación de precios. Así en los Estados Unidos se forma el precio del gas natural relacionado con el Henry Hub (como se explicó). En la Región europea la formación de precios se relaciona a dos puntos diferentes; el precio de importación CIF de Alemania y los precios en Gran Bretaña en NBP (National Balancing Point). En Japón los precios se forman en relación con el precio de importación promedio CIF Japón.
Siguen existiendo (aunque cada vez menores) diferencias de precios y se habla del Spread en la Cuenca del Pacífico (Pacific Shale Spread) constituido por la fuerte diferencia entre los bajos precios del gas en los Estados Unidos frente a los precios del gas en la Cuenca del pacífico históricamente relacionado con el precio del petróleo.
También existe el denominado Spread de la Cuenca del Atlántico (Atlantic Shale Spread) que es la diferencia entre los bajos precios en los Estados Unidos y los precios “híbridos” de Europa que oscilan entre los precios de los crudos marcadores y los precios de los Hub para el gas natural.
El desarrollo del gas y petróleo de esquisto (Shale Gas y Shale Oil) constituyó una revolución energética primero en los Estados Unidos país que tan sólo en el año 2006 era un país importador neto de gas natural abastecido mediante gasoductos desde el Canadá y mediante GNL proveniente de Trinidad y Tobago, África del Oeste (Nigeria), Medio oriente (Qatar, Arabia Saudita); habiendo importado dicho año 69.6 millones de toneladas y en la actualidad es un exportador neto de gas natural que el año 2018 exportó 12.2 millones de toneladas neto (exportaciones menos importaciones)
En la primera década del siglo XXI el mercado Asia Pacífico era abastecido por gasoductos desde Rusia y mediante LNG proveniente del África del Oeste, África del Norte (Argelia), Medio Oriente, Rusia, Sud Este Asia (Malasia, Indonesia, Australia).
El mercado de Europa era abastecido por medio de gasoductos desde el Mar de Norte, Rusia y del Norte de África y mediante LNG desde Trinidad y Tobago, África del Oeste , Norte de África y desde el Medio Oriente.
La revolución del shale gas en Norteamérica ha hecho que los flujos con destino a Norteamérica provenientes de África del Oeste (Nigeria) y del Medio Oriente (Qatar) han sido re direccionados hacia destinos de mayor desarrollo y crecimiento como Brasil, Japón etc. También aparecieron nuevos actores en el suministro de LNG como es el caso del Perú.
Se analiza la información del Trading de gas natural dividiéndolo en el Trading que se efectúa por medio de gasoductos y el Trading de LNG.
Trading por gasoductos.- Este tipo de comercialización está restringido a zonas geográficas en las que es posible unirlas por medio de gasoductos, como son Canadá y Estados Unidos, Estados Unidos y México, en Europa en gran gasoducto desde Rusia hasta la Unión Europea. También los gasoductos bajo el mar que unen el Norte de África con unos pocos países mediterráneos. En América Latina está el Trading entre Bolivia y Brasil por medio de un gasoducto. También Colombia exporta volúmenes menores a Venezuela, y Argentina que alguna vez exportó gas natural a Chile y Uruguay, prácticamente dejo de ser exportador, convirtiéndose más bien en importado de gas natural licuefactado.
La Tabla 3.3.3 muestra los volúmenes comercializados de gas natural por gasoducto durante el año 2018 . Dicha Tabla está expresada en millones de toneladas métricas.
Tabla 3.3.3.- Trading Gas Natural por Gasoducto (año 2018)
(Tomado de 1 elaboración propia)
(Tomado de 1 elaboración propia)
Trading de gas natural
Por sus características en términos de recursos, conexión física y evolución de sus precios se puede hablar en la actualidad de tres mercados regionales para el gas natural y la comercialización, o Trading de gas natural se da en la actualidad por dos medios: por gasoducto y por vía marítima cuando se comercializa como gas natural licuefactado (GNL).
Los mercados regionales son los Estados Unidos de Norteamérica, la Cuenca Asia Pacífico y la Región Europea. Cada mercado regional tiene su propio esquema de formación de precios. Así en los Estados Unidos se forma el precio del gas natural relacionado con el Henry Hub (como se explicó). En la Región europea la formación de precios se relaciona a dos puntos diferentes; el precio de importación CIF de Alemania y los precios en Gran Bretaña en NBP (National Balancing Point). En Japón los precios se forman en relación con el precio de importación promedio CIF Japón.
Siguen existiendo (aunque cada vez menores) diferencias de precios y se habla del Spread en la Cuenca del Pacífico (Pacific Shale Spread) constituido por la fuerte diferencia entre los bajos precios del gas en los Estados Unidos frente a los precios del gas en la Cuenca del pacífico históricamente relacionado con el precio del petróleo.
También existe el denominado Spread de la Cuenca del Atlántico (Atlantic Shale Spread) que es la diferencia entre los bajos precios en los Estados Unidos y los precios “híbridos” de Europa que oscilan entre los precios de los crudos marcadores y los precios de los Hub para el gas natural.
El desarrollo del gas y petróleo de esquisto (Shale Gas y Shale Oil) constituyó una revolución energética primero en los Estados Unidos país que tan sólo en el año 2006 era un país importador neto de gas natural abastecido mediante gasoductos desde el Canadá y mediante GNL proveniente de Trinidad y Tobago, África del Oeste (Nigeria), Medio oriente (Qatar, Arabia Saudita); habiendo importado dicho año 69.6 millones de toneladas y en la actualidad es un exportador neto de gas natural que el año 2018 exportó 12.2 millones de toneladas neto (exportaciones menos importaciones)
En la primera década del siglo XXI el mercado Asia Pacífico era abastecido por gasoductos desde Rusia y mediante LNG proveniente del África del Oeste, África del Norte (Argelia), Medio Oriente, Rusia, Sud Este Asia (Malasia, Indonesia, Australia).
El mercado de Europa era abastecido por medio de gasoductos desde el Mar de Norte, Rusia y del Norte de África y mediante LNG desde Trinidad y Tobago, África del Oeste , Norte de África y desde el Medio Oriente.
La revolución del shale gas en Norteamérica ha hecho que los flujos con destino a Norteamérica provenientes de África del Oeste (Nigeria) y del Medio Oriente (Qatar) han sido re direccionados hacia destinos de mayor desarrollo y crecimiento como Brasil, Japón etc. También aparecieron nuevos actores en el suministro de LNG como es el caso del Perú.
Se analiza la información del Trading de gas natural dividiéndolo en el Trading que se efectúa por medio de gasoductos y el Trading de LNG.
Trading por gasoductos.- Este tipo de comercialización está restringido a zonas geográficas en las que es posible unirlas por medio de gasoductos, como son Canadá y Estados Unidos, Estados Unidos y México, en Europa en gran gasoducto desde Rusia hasta la Unión Europea. También los gasoductos bajo el mar que unen el Norte de África con unos pocos países mediterráneos. En América Latina está el Trading entre Bolivia y Brasil por medio de un gasoducto. También Colombia exporta volúmenes menores a Venezuela, y Argentina que alguna vez exportó gas natural a Chile y Uruguay, prácticamente dejo de ser exportador, convirtiéndose más bien en importado de gas natural licuefactado.
La Tabla 3.3.3 muestra los volúmenes comercializados de gas natural por gasoducto durante el año 2018 . Dicha Tabla está expresada en millones de toneladas métricas.
Tabla 3.3.3.- Trading Gas Natural por Gasoducto (año 2018)
(Tomado de 1 elaboración propia)
El año 2018 se comercializaron internacionalmente 592 millones de toneladas. El mayor exportador fue la Federación Rusa sola que exportó 164 millones de toneladas de gas natural por medio de poliductos, le siguió los países europeos del Mar del Norte (Dinamarca, Noruega, Holanda, Reino Unido) con 169 millones de toneladas de gas natural.
En América Latina el mayor exportador de gas natural por ductos fue Bolivia con 9.8 millones de toneladas de gas natural por día.
Trading de LNG.
El Trading Global de LNG creció el año 2018 en un 9.4% respeto del año anterior para un volumen total de 317 millones de toneladas (Fue de 240 millones de toneladas el año 2011), debido especialmente al gran incremento de 38.8% en un año (2017- 2018) en la demanda de la China que paso a importar de 39 millones de toneladas el 2017 a 54 millones de toneladas de GLP el 2018.
El mayor importador de GNL en el mundo durante el 2018 siguió siendo el que importó 83 millones de toneladas (Casi 5% menos que el año 2012 en el que debido al desastre de Fukushima lo convirtió en el mayor importador de GNL del mundo), seguido por China (ya referido) y luego por Corea del Sur con una importación de 44.3 millones de toneladas( MT). De lejos sigue Taiwán que importó 16.8 MT en dicho año.
La Tabla 3.3.5 muestra los volúmenes comercializados de gas natural como LNG (Trading de LNG).
Tabla 3.3.5.- Trading de LNG, principales países ofertantes (año 2018)
(Tomado de 1 elaboración propia)
En América Latina el mayor exportador de gas natural por ductos fue Bolivia con 9.8 millones de toneladas de gas natural por día.
Trading de LNG.
El Trading Global de LNG creció el año 2018 en un 9.4% respeto del año anterior para un volumen total de 317 millones de toneladas (Fue de 240 millones de toneladas el año 2011), debido especialmente al gran incremento de 38.8% en un año (2017- 2018) en la demanda de la China que paso a importar de 39 millones de toneladas el 2017 a 54 millones de toneladas de GLP el 2018.
El mayor importador de GNL en el mundo durante el 2018 siguió siendo el que importó 83 millones de toneladas (Casi 5% menos que el año 2012 en el que debido al desastre de Fukushima lo convirtió en el mayor importador de GNL del mundo), seguido por China (ya referido) y luego por Corea del Sur con una importación de 44.3 millones de toneladas( MT). De lejos sigue Taiwán que importó 16.8 MT en dicho año.
La Tabla 3.3.5 muestra los volúmenes comercializados de gas natural como LNG (Trading de LNG).
Tabla 3.3.5.- Trading de LNG, principales países ofertantes (año 2018)
(Tomado de 1 elaboración propia)
El mayor productor /exportador de GNL del mundo es Qatar quien el año 2018 exportó 77 millones de toneladas. Le sigue Australia con 67.5 millones de toneladas exportadas en el 2018.
Luego vienen Malasia (24.3 MT), Estados Unidos (20.9 mT), y Nigeria con 20.5 MT y Rusia con 18.3 MT. El Perú desde la Planta de Melchorita de Perú LNG exportó sólo 3.5 MT el año 2018.
El mercado de GNL se ha vuelto cada vez más complejo durante la pasada década, a medida que un mayor número de Traders emplea una mayor variedad de estrategias comerciales.
Mientras que los cargamentos de los buques metaneros fueron históricamente comercializados principalmente bajo contratos de destino fijo a largo plazo, en la actualidad una porción creciente de GNL se vende bajo contratos más cortos o en el mercado spot (En un proceso paulatino de comoditización del gas natural).
Así en el año 2018, 99.0 millones de toneladas de GNL fueron comercializadas bajo la modalidad denominada “Non-long-term trade” esto es porcentaje del 31% del total comercializado.
Este trading (comercio) de GNL "no a largo plazo" ha sido posible gracias a la aparición de traders y comerciantes de cartera, así como el otorgarse más flexibilidad de destino en los contratos de suministro.
El comercio no a largo plazo aumentó desde 2011, debido a los choques externos como los que resultaron del desastre de Fukushima y el crecimiento en la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos-
Esta nueva forma de comercialización se estancó hasta 2016 cuando el mercado contó con nuevos suministros de GNL principalmente de proyectos contratados a largo plazo.
Desde entonces, el volumen de GNL comercializado sin un contrato a largo plazo ha aumentado significativamente, creciendo un 19% interanual en 2017 y un 18% interanual en 2018.
Este reciente crecimiento se debe en parte al aumento de nuevos contratos denominados “contratos flexibles” que se originan en los proyectos de licuefacción en la cuenca del Atlántico de Estados Unidos y de los proyectos de GNL de Rusia.
La cuota del mercado de GNL se comercializa sin un contrato a largo plazo ahora ha alcanzado el 31%, aproximadamente un 50% más alto que en 2008.
Durante la última década, este segmento del mercado ha desarrollado como resultado de varios factores clave:
En 2018, 30 mercados (incluidos los reexportadores) exportaron volúmenes spot a 35 mercados finales. Esto se compara con 6 exportadores spot y 8 importadores spot en 2000.
El Comercio a corto plazo definido por IGU (International Gas Union) como todos los volúmenes negociados en el mercado spot o bajo acuerdos de menos de dos años – hace la gran mayoría (97%) de las cargas comercializadas sin un contrato a largo plazo, con el resto del GNL vendido bajo acuerdos de mediano plazo.
En 2018, el comercio a corto plazo alcanzó 96 TM, o 29.9% del total de GNL comercializado bruto (incluidas las reexportaciones); y al igual que el 2017, el crecimiento del comercio a corto plazo fue apoyado por nuevas empresas de licuefacción en la cuenca del Atlántico.
Muchos de los proyectos en la cuenca del Atlántico que se han puesto en producción en los últimos dos años, como Sabine Pass LNG en los Estados Unidos y Yamal GNL en Rusia permiten que se tenga contratos de destino flexibles con traders o empresas de agregación que tienen grandes carteras de GNL.
Esta situación contrasta con la estructura de marketing de proyectos que comenzaron en la Cuenca del Pacífico entre 2014 y 2016, que se contrataron en gran medida bajo ofertas a largo plazo directamente con usuarios finales.
Finalmente la Figura No.3.3.3 (Tomada de IGU 2019) muestra los volúmenes de los diversos tipos de contratos para el GNL.
Luego vienen Malasia (24.3 MT), Estados Unidos (20.9 mT), y Nigeria con 20.5 MT y Rusia con 18.3 MT. El Perú desde la Planta de Melchorita de Perú LNG exportó sólo 3.5 MT el año 2018.
El mercado de GNL se ha vuelto cada vez más complejo durante la pasada década, a medida que un mayor número de Traders emplea una mayor variedad de estrategias comerciales.
Mientras que los cargamentos de los buques metaneros fueron históricamente comercializados principalmente bajo contratos de destino fijo a largo plazo, en la actualidad una porción creciente de GNL se vende bajo contratos más cortos o en el mercado spot (En un proceso paulatino de comoditización del gas natural).
Así en el año 2018, 99.0 millones de toneladas de GNL fueron comercializadas bajo la modalidad denominada “Non-long-term trade” esto es porcentaje del 31% del total comercializado.
Este trading (comercio) de GNL "no a largo plazo" ha sido posible gracias a la aparición de traders y comerciantes de cartera, así como el otorgarse más flexibilidad de destino en los contratos de suministro.
El comercio no a largo plazo aumentó desde 2011, debido a los choques externos como los que resultaron del desastre de Fukushima y el crecimiento en la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos-
Esta nueva forma de comercialización se estancó hasta 2016 cuando el mercado contó con nuevos suministros de GNL principalmente de proyectos contratados a largo plazo.
Desde entonces, el volumen de GNL comercializado sin un contrato a largo plazo ha aumentado significativamente, creciendo un 19% interanual en 2017 y un 18% interanual en 2018.
Este reciente crecimiento se debe en parte al aumento de nuevos contratos denominados “contratos flexibles” que se originan en los proyectos de licuefacción en la cuenca del Atlántico de Estados Unidos y de los proyectos de GNL de Rusia.
La cuota del mercado de GNL se comercializa sin un contrato a largo plazo ahora ha alcanzado el 31%, aproximadamente un 50% más alto que en 2008.
Durante la última década, este segmento del mercado ha desarrollado como resultado de varios factores clave:
- El crecimiento de los contratos de GNL con flexibilidad de destino, que tienen la opción de desvíos facilitados a mercados de mayor precio.
- El aumento en el número de exportadores e importadores, que ha ampliado la complejidad de la industria e introducido nuevas permutaciones y vínculos entre compradores y vendedores.
En 2018, 30 mercados (incluidos los reexportadores) exportaron volúmenes spot a 35 mercados finales. Esto se compara con 6 exportadores spot y 8 importadores spot en 2000.
- El crecimiento de empresas con carteras de marketing diversas tomando un rol de agregador, permitiendo contratos de compra a largo plazo para satisfacer una variedad de compromisos de compradores a corto y largo plazo.
- Cambios repentinos en la dinámica de la oferta o la demanda, como el causado por el desastre de Fukushima en Japón o el reemplazo del suministro de tuberías en Jordania.
- La disminución de la competitividad del GNL en la competencia entre combustibles como el carbón en el sector eléctrico (principalmente en Europa) y gas de esquisto (Norte América) que ha liberado volúmenes para ser redirigidos a otros lugares.
- Períodos de gran disparidad entre precios en diferentes cuencas como como el de 2010 a 2014, que hizo del arbitraje una importante estrategia de monetización lucrativa.
- El cronograma de desarrollo más rápido y los menores costos iniciales de capital de FSRU en comparación con la regasificación en tierra, que permiten nuevos mercados para ingresar al mercado de importación de GNL.
- El gran crecimiento de la flota de GNL, especialmente los buques ordenados sin una carta a largo plazo, que a veces ha permitido un bajo costo entregas entre cuencas.
El Comercio a corto plazo definido por IGU (International Gas Union) como todos los volúmenes negociados en el mercado spot o bajo acuerdos de menos de dos años – hace la gran mayoría (97%) de las cargas comercializadas sin un contrato a largo plazo, con el resto del GNL vendido bajo acuerdos de mediano plazo.
En 2018, el comercio a corto plazo alcanzó 96 TM, o 29.9% del total de GNL comercializado bruto (incluidas las reexportaciones); y al igual que el 2017, el crecimiento del comercio a corto plazo fue apoyado por nuevas empresas de licuefacción en la cuenca del Atlántico.
Muchos de los proyectos en la cuenca del Atlántico que se han puesto en producción en los últimos dos años, como Sabine Pass LNG en los Estados Unidos y Yamal GNL en Rusia permiten que se tenga contratos de destino flexibles con traders o empresas de agregación que tienen grandes carteras de GNL.
Esta situación contrasta con la estructura de marketing de proyectos que comenzaron en la Cuenca del Pacífico entre 2014 y 2016, que se contrataron en gran medida bajo ofertas a largo plazo directamente con usuarios finales.
Finalmente la Figura No.3.3.3 (Tomada de IGU 2019) muestra los volúmenes de los diversos tipos de contratos para el GNL.
Fig. No.3.3.3.- Contratos de Corto Medio y largo Plazo de GNL
(Tomado de 4)
Bibliografía
(Tomado de 4)
Bibliografía
- BP Statistical Review of World Energy 2019, junio 2019, en https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2019-full-report.pdf 4 .
- 6.2 Katz, et al en Handbook of Natural Gas Engineering. McGraw Hill Co., New York 1959
- 6.3 World LNG Report 2011, publicado por International Gas Union (IGU) en internet el 2012
- 2019 World LNG Report – publicado por International Gas en https://www.igu.org/sites/default/files/node-news_item-field_file/IGU%20Annual%20Report%202019_23%20loresfinal.pdf
- 7 Kidnay, Arthur, William Parrish y Daniel McCartney en “Fundamentals of Gas processing”, segunda edición, 2011. CRC Press
- 9. International Energy Agency (iea) en “¿Are we entering a golden age of gas? Special Report”. World Energy Outlook 2011 en https://www.oecd-ilibrary.org/energy/world-energy-outlook-2011_weo-2011-en