No rosto, tudo parece rosado para a indústria de gás natural dos EUA, graças à transformação que o xisto trouxe. Já o maior produtor de gás natural do mundo, os EUA devem se tornar o terceiro maior exportador de Gás natural liquefeito (GNL) Globalmente até 2020. Além disso, o boom do xisto está experimentando um surto de crescimento novo, e os jogadores a montante estão se preparando para o crescimento anual de produção de dois dígitos nas bacias-chave durante a próxima década. No entanto, de acordo com nossa pesquisa, os custos decrescentes para o armazenamento de energia e bateria renováveis, bem como a descarbonização do aquecimento nos edifícios, provavelmente farão com que o crescimento da demanda de gases naturais diminua no final dos anos 2020 e, em seguida, em 2030.
Most forecasters predict that demand for US natural gas from domestic sources and exports, along with supply, will rise rapidly. However, according to our research, declining costs for renewable energy and battery storage, as well as the decarbonization of heating in buildings, will likely cause the growth in natural-gas demand to slow down by as early as the late 2020s and then flatline by 2030. Moreover, the potential longer-term impact of US trade policy could further depress demand for LNG exports.
Os efeitos dessas tendências serão sentidos pelas empresas ao longo de toda a cadeia de valor de gás natural completo: utilitários, empresas de geração de energia e fabricantes de equipamentos. De fato, alguns operadores de gasodutos e empresas de distribuição local podem enfrentar desafios fundamentais para seus negócios. Essas empresas precisam planejar com antecedência, reorientar seus planos de investimento e salvaguardar seus negócios agora para que possam continuar a prosperar quando o crescimento da demanda por gás natural for restrito, mas a oferta for abundante. Isso pode exigir que alguns jogadores tomem ações preventivas radicais. A preparação para uma abundância de gás natural pode ser um desafio e uma oportunidade para a indústria de gás dos EUA.
Preparing for an abundance of natural gas may be both a challenge and an opportunity for the US gas industry.
O xisto está impulsionando o crescimento na produção de gás dos EUA
Como resultado da explosão na extração de gás e óleo de xisto que começou no meio da primeira década dos anos 2000, o xisto agora contribui com quase dois terços da produção de gás seco, que exclui líquidos de gases naturais (NGLS). É o segmento que mais cresce, um aumento de 20% ao ano desde 2010. O boom do xisto reduz os preços da energia, aumentou a economia dos EUA e Transformou a posição do país no cenário global de energia , transformando -o de um importador líquido de gás para um exportador líquido em 2017.
Há mais benefícios por vir. De acordo com a alta estimativa da Administração de Informações de Energia dos EUA (AIA), a produção de gás seco pode aumentar em até 60% de 2017 a 2027, impulsionado pelo crescimento das principais formações de xisto dos EUA: as bacias Marcellus e Utica na bacia leste e a Bacia Permiana no Texas e no Novo México. Vários fatores estão apoiando esse crescimento:
- Múltiplos avanços tecnológicos aumentaram a produtividade da plataforma em duas a três vezes e reduziu os custos de equilíbrio, passando de US $ 5 para US $ 6 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBTU) para menos de US $ 3 por MMBTU em muitas bacias. Ao diminuir o custo da extração de gás de xisto, a indústria aumentou bastante o volume de reservas economicamente recuperáveis. Estimamos que cerca de 1.200 trilhões de pés cúbicos (TCF) de gás - o suficiente para fornecer os EUA por até 35 anos - é comercialmente recuperável nos preços atuais do gás por atacado usando existência
Tecnologia. 1 1 Essa estimativa é baseada no modelo de xisto Rystad dos EUA. É provável que mais esteja disponível no futuro, como resultado de novos desenvolvimentos tecnológicos e reduções de custos. (Ver Anexo 1.) - Preços crescentes para petróleo e NGLs desde 2016 levaram as empresas de exploração e produção a aumentarem a produção geral de hidrocarbonetos. Na bacia do Permiano, por exemplo, a produção de gás aumentou mais de 50% em um ano em grande parte devido ao crescimento da produção de petróleo bruto. Na bacia dos Apalaches, uma duplicação do preço composto da NGL incentivou uma maior produção geral, embora o NGLS seja responsável por menos de um quarto da produção total. Apesar de alguns atrasos no projeto, a capacidade do pipeline em ambas as bacias deve dobrar em 2022.
- The easing of pipeline capacity constraints, especially in the Appalachian and Permian basins, is reducing structural price discounts for shale gas and enabling greater access to the market for gas. Despite some project delays, pipeline capacity in both basins is set to double by 2022.
Some headwinds could hold back growth in shale gas production. For example, labor constraints and higher supplier costs could hamper productivity improvements. Project delays, along with better-organized and broader opposition to pipeline infrastructure, could impede efforts to reduce capacity
Uma combinação de fatores pode fazer com que a demanda dos gases dos EUA no pico
A maioria dos meteorologistas espera que a demanda por gás também aumente. De acordo com a estimativa do caso de referência da AIA, o consumo de gás dos EUA aumentará 50% de 2016 para 2040, impulsionado principalmente por exportações incrementais de GNL e demanda industrial. Outros analistas prevêem taxas mais lentas de aumento da demanda. De acordo com nossa análise, a demanda por gás na geração de energia e os edifícios residenciais e comerciais poderiam contrair, em vez de expandir um pouco a projeção da AIA, até 2040. O crescimento da demanda por exportações de GNL também provavelmente será mais fraco que a taxa prevista pela EIA. Somente no setor da indústria vemos a demanda de gás superando a previsão da AIA. (Veja o Anexo 2.) Detalhamos a dinâmica em cada um desses setores
However, we believe that the US will likely experience a peak in gas demand, with consumption growth slowing from the late 2020s and plateauing by 2030. The US gas market is likely to shift from being limited by the pace of growth in supply to being limited by the level of demand. According to our analysis, the demand for gas in power generation and both residential and commercial buildings could contract, rather than expand slightly as per the EIA’s projection, by 2040. Growth in the demand for LNG exports is also likely to be weaker than the rate predicted by the EIA. Only in the industry sector do we see gas demand surpassing the EIA’s forecast. (See Exhibit 2.) We detail the dynamics in each of these sectors
Geração de energia. Mas o papel do gás pode diminuir nos dois usos. Na geração de base de base, os custos em rápido declínio da escala de utilidades solares e do vento reduzirão a dependência do gás. No pico, os preços mais baixos para o armazenamento de bateria, o que também pode aumentar a disponibilidade e confiabilidade das fontes de energia renovável, terão o mesmo efeito. This sector is the biggest consumer of natural gas in the US: it is responsible for 34% of total demand across a combination of both high-utilization baseload and intermittent peaker plants. But the role of gas may diminish in both uses. In baseload generation, the rapidly declining costs of utility scale solar and wind will reduce the reliance on gas. In peaking, lower prices for battery storage, which can also increase the availability and dependability of renewable energy sources, will have the same effect.
O setor de geração de energia é o maior consumidor de gás natural nos EUA.
Drividado pelos efeitos da curva de experiência, o custo médio de eletricidade nivelado (LCOE) para eólico e solar caiu dramaticamente nos últimos anos. O preço por megawatt hora (MWH) caiu de mais de US $ 120 para energia solar e mais de US $ 70 para o vento para menos de US $ 45 para cada. Por outro lado, a estimativa também indicou que o LCOE da geração de turbinas a gás de ciclo combinado (CCGT) caiu apenas modestamente, de quase US $ 70 por MWh para US $ 56, principalmente devido aos custos mais baixos de gases naturais. Consequentemente, as adições de capacidade e crescimento da produção de eólicas e solares excederam as de gás em três dos últimos quatro anos. No entanto, as renováveis intermitentes representam os desafios de integração e não podem necessariamente ser tratados como baseados da mesma maneira que o gás, que está cada vez mais aumentando a importância do balanceamento de carga. Mas, de acordo com o Lazard, os custos do armazenamento de bateria em escala de utilidades estão caindo tão rápido que a tecnologia está desafiando essa suposição. Os mesmos efeitos de curva de experiência que ocorreram no solar estão agora ocorrendo no armazenamento de bateria: o LCOE médio para armazenamento de bateria caiu pela metade desde 2013. Como resultado, os custos de armazenamento não subsidiados agora são projetados para ser competitivos com os novos picos de gases de cinco a dez anos, e as baterias podem ser capazes de substituir os picos de gasolina até os 20s. O setor continuará crescendo, subindo de 9,9 TCF em 2016 para 11,7 TCF em 2040. Mas acreditamos que mais de um terço da demanda projetada de gás está em risco, pois as renováveis e o armazenamento de bateria substituem o CCGT de base de base, Peaker e mais antigo, as turbinas a vapor ineficientes. Embora o gás continue a substituir a capacidade de carvão no curto prazo, é provável que o maior impacto ocorra de 2030 a 2040, quando cerca de metade da capacidade de geração de base de base de base existente de gás existente atingir o final de sua vida útil. Dada a economia atual e prospectiva (em vez de regulamentação ou incentivos políticos), as renováveis substituirão grande parte dessa capacidade de gás aposentada.
Indeed, Lazard’s 2018 assessment indicated that the average US unsubsidized LCOE was $43 for utility scale solar and $42 for wind. In contrast, the estimate also indicated that the LCOE of combined-cycle gas turbine (CCGT) generation has fallen only modestly, from near $70 per MWh to $56, primarily because of lower natural-gas costs. Consequently, additions in capacity for, and production growth from, wind and solar have exceeded those for gas for three of the past four years. Intermittent renewables do pose integration challenges, however, and cannot necessarily be treated as baseload in the same way as gas, which is increasingly raising the importance of load balancing.
Until recently, gas-fired peaker plants were expected to play the dominant role in balancing the electricity grid as intermittent renewable-energy production grows. But according to Lazard, the costs of utility scale battery storage are falling so fast that the technology is challenging that assumption. The same experience curve effects that have taken place in solar are now occurring in battery storage: the average LCOE for battery storage has fallen by half since 2013. As a result, unsubsidized storage costs are now projected to be competitive with new gas peakers within five to ten years, and batteries may even be able to displace existing gas peakers by the mid-2020s.
According to the EIA, gas consumption in the US power-generation sector will continue to grow, rising from 9.9 TCF in 2016 to 11.7 TCF in 2040. But we believe that more than one-third of the projected gas demand is at risk as renewables and battery storage replace baseload CCGT, peaker, and older, inefficient, gas steam turbines. While gas will continue to replace coal capacity in the near term, the biggest impact is likely to occur from 2030 to 2040, when about half of the US’s existing gas-fired baseload generating capacity reaches the end of its useful life. Given current and prospective economics (rather than regulation or policy incentives), renewables will supplant much of this retiring gas capacity.
Edifícios. O consumo residencial por capita caiu em um terço de 2006 a 2016 e continuará diminuindo devido à maior eletrificação de edifícios e ao uso de novas tecnologias como bombas de calor, que funcionam redirecionando, em vez de gerar, o calor. Na Califórnia, por exemplo, o uso residencial de gás pode diminuir 90% em cerca de 30 anos como resultado do chamado compromisso de 80x50 do estado, que tem como alvo uma redução de 80% nas emissões de gases de efeito estufa em 2050. alvos e políticas de habilitação. Muitas dessas áreas estão nos estados do nordeste e oeste da costa, abrangendo várias grandes cidades de todo o país, incluindo Chicago, Houston e Phoenix. Esses estados e governos locais agora estão implementando medidas políticas específicas para atender às suas metas, com alguns até exigindo a eletrificação de edifícios. Para garantir o financiamento e chegar à decisão final do investimento, esses projetos precisarão que os clientes se comprometam a comprar uma parte da produção futura. Atingir compromissos suficientes serão desafiadores para alguns, no entanto. Os novos projetos de GNL dos EUA estão em grande parte na margem do novo suprimento que chega ao mercado, de modo que as exportações dos EUA serão limitadas pela demanda global. (Ver Anexo 3.) Prevemos que a capacidade total dos EUA excederia o crescimento global da demanda de GNL em 50 a 75 milhões de toneladas por ano até 2030, mesmo que todos os projetos de GNL de alto potencial em consideração fossem The use of energy-efficient products, better construction techniques, and improved insulation in commercial and residential buildings is already putting pressure on US gas demand. Per-capita residential consumption fell by one-third from 2006 through 2016 and will continue to decline because of the greater electrification of buildings and the use of such new technologies as heat pumps, which work by redirecting, rather than generating, heat.
State and local policy measures will accelerate this trend. In California, for example, residential gas usage could decline by 90% in about 30 years as a result of the state’s so-called 80x50 commitment, which targets an 80% reduction in greenhouse gas emissions by 2050. State regulators have already announced proposals to eliminate natural gas from new homes.
Indeed, our analysis has found that more than 30% of the US population lives in jurisdictions with similar 80x50 targets and enabling policies. Many of these areas are in northeast and west coast states, encompassing several large cities across the country, including Chicago, Houston, and Phoenix. These states and local governments are now implementing specific policy measures to meet their targets, with some even requiring the electrification of buildings.
We expect that demand for gas in US buildings could drop by 2 TCF per year by 2040 because of these shifts in consumption.
Exports. Project developers are planning to launch a second wave of export capacity by the mid-2020s. In order to secure financing and reach final investment decision, these projects will need customers to commit to purchase a portion of future output. Achieving sufficient commitments will be challenging for some, however. New US LNG projects are largely on the margin of the new supply coming to market, so US exports will be limited by global demand. (See Exhibit 3.) We anticipate that total US capacity would exceed global LNG demand growth by 50 to 75 million tonnes per annum by 2030 even if all high-potential LNG projects under consideration were
The residual effects of the current trade disputes between the US and other countries, especially China, could put further pressure on US LNG projects. Section 232 tariffs on steel and aluminum imports to the US are likely to add 10% to project construction costs. Meanwhile, the Chinese government recently levied a 10% tariff on US-produced LNG, which means that the fuel will be less competitive for buyers in China, the global leader in terms of growth in demand for
US LNG exports are already increasing dramatically, and that growth is set to continue. However, these forces may constrain LNG exports from reaching their full potential in the longer term. We believe that, as a result, the growth in US LNG exports could undershoot the EIA’s reference case estimate by up to 1 TCF a year by 2030.
Indústria. O consumo industrial de gás já cresce 3% ao ano desde 2015, à medida que as empresas respondem a preços mais baixos. E uma previsão de preços mais baixos a longo prazo estimulou as empresas petroquímicas a aumentar a capacidade nos EUA. Por exemplo, a Methanex, um dos principais produtores de metanol, mudou duas fábricas do Chile para a Louisiana. A capacidade de exportação de metanol baseada nos EUA deve crescer seis vezes de 2017 a 2021, à medida que os produtores americanos e estrangeiros continuam investindo. Natural gas plays two crucial roles in this sector: it serves as a source of heat and is the feedstock for petrochemical applications. Industrial gas consumption has already been growing by 3% per year since 2015 as companies respond to lower prices. And a forecast of lower long-term prices has spurred petrochemical companies to increase capacity in the US. For example, Methanex, a leading methanol producer, has relocated two factories from Chile to Louisiana. US-based methanol export capacity is projected to grow sixfold from 2017 to 2021 as US and foreign-owned producers continue to invest.
Em nossa opinião, os preços competitivos aumentarão o uso do gás dos EUA em processos industriais em 3,0 TCF por ano até 2040, mais rápido que a taxa de crescimento prevista pela EIA. O aumento do consumo industrial também ajudará a equilibrar o crescimento mais lento em outros setores. No entanto, como nas exportações de GNL, a política comercial dos EUA pode limitar esse crescimento como resultado de tarifas diretas ou uma perda de confiança pelos investidores. Para os jogadores de gás dos EUA
In summary, looking across exports and domestic sectors, we see a shortfall in gas demand of 7 TCF relative to the EIA’s reference case in 2040. This would equate to a market that is 18% smaller than most forecasters expect.
What This Means for US Gas Players
Para ter certeza, um potencial desequilíbrio potencial de demanda por suprimentos continuará diminuindo os preços do gás. Dadas nossas perspectivas para a demanda de gás e as melhorias contínuas da produtividade na oferta, acreditamos que o preço do Henry Hub Hub pode cair abaixo de US $ 2,50 por MMBTU por um período sustentado a partir do início dos anos 2020. Esse ambiente de baixo preço afetará os jogadores de gás de maneiras diferentes. Embora o gás seja barato e prontamente disponível, o custo da energia renovável será ainda mais barato com base no LCOE. Isso desafiará a maneira como as empresas de geração de energia com grandes portfólios de turbinas a gás usam seus ativos de gás. Outros participantes podem substituir as receitas perdidas, aproveitando possíveis oportunidades incrementais de demanda, como em aplicações industriais-providenciaram que tomem medidas para nutrir essas oportunidades agora.
A drop in the Henry Hub spot price will impact gas players in different ways.
Examinamos o impacto da dinâmica em evolução do setor para os três tipos de empresas a seguir, que podem se preparar para a interrupção adotando as medidas específicas que descrevemos abaixo.
Produtores a montante. Ao aplicar novas tecnologias digitais que aumentam a eficiência e aumentam as taxas de recuperação, elas podem continuar a diminuir o custo do ponto de equilíbrio da extração de gás. O BCG e outros estimaram que a aplicação dessas tecnologias pode reduzir os custos de despesa de capital de xisto em pelo menos 20%. Ao mesmo tempo, concentrando -se nos ativos do portfólio com um conteúdo líquido mais alto, como o NGLS, os produtores podem aumentar a lucratividade devido ao diferencial de preço com gás seco. Primeiro, eles podem começar a se mover em direção a contratos de fornecimento de longo prazo com grandes consumidores industriais ou plantas de liquefação de GNL orientadas para a exportação. Segundo, eles podem desenvolver maiores recursos de marketing e negociação, principalmente para regiões com alto potencial de volatilidade dos preços, para que sejam menos propensos a encontrar preços baixos. Isso é semelhante aos movimentos que os produtores de gás tomaram na década de 1980, quando a desregulamentação quebrou o modelo de contratação de oleoduto de longo prazo. Jogadores com pouca ou nenhuma exposição ao pipeline devem buscar acordos de oferta mais curtos e flexíveis para que possam se beneficiar com os declínios de preços. Mas os operadores de pipeline devem pressionar por contratos de vendas seguros e de longo prazo, dadas as perspectivas de enfraquecer a demanda. Eles precisarão adicionar capacidade para reduzir os gargalos existentes em algumas regiões, mas devem ter cuidado com a construção excessiva. Os operadores de transmissão com flexibilidade de portfólio também terão a opção de se adaptar às tendências regionais que impulsionam as descontinuidades do mercado de gás, com o tempo de saída de ativos específicos à frente dos principais desenvolvimentos de política ou mercado. Um declínio na demanda de gases naturais pode levar a um círculo vicioso: à medida que o consumo de gás diminui, os custos unitários para a entrega do aumento do gás porque os custos de ativos fixos devem ser recuperados através de um volume menor. Isso, por sua vez, leva a volumes mais baixos para as empresas de distribuição de gás, despesas ainda mais altas por unidade, à medida que os distribuidores buscam recuperar seus custos fixos de um pool de usuários em encolhimento e, no entanto, mais consumidores que se afastam do gás. Upstream natural-gas producers should continue to cut costs and improve recovery rates to ready themselves for a prolonged low-price environment. By applying new digital technologies that increase efficiency and boost recovery rates, they can continue to lower the breakeven cost of gas extraction. BCG and others have estimated that applying those technologies can cut shale capital expense costs by at least 20%. At the same time, by focusing on portfolio assets with a higher liquid content, such as NGLs, producers can boost profitability because of the price differential with dry gas.
Producers should also take actions that mitigate falling prices by locking in demand. First, they can begin moving toward long-term supply contracts with large industrial consumers or export-oriented LNG liquefaction plants. Second, they can develop greater marketing and trading capabilities, particularly for regions with a high potential for price volatility, so that they are less likely to encounter low spot prices. This is similar to moves that gas producers took in the 1980s, when deregulation broke the long-term pipeline contracting model.
Midstream Gas Companies. These companies cover a broad spectrum, and the impacts on any given business will depend largely upon its specific assets. Players with little or no pipeline exposure should aim for shorter and more flexible supply arrangements so they can benefit from price declines. But pipeline operators ought instead to push for secure, long-term sales contracts, given the outlook for weakening demand. They will need to add capacity to reduce existing bottlenecks in some regions, but they should be wary of overbuilding. Transmission operators with portfolio flexibility will also have the option to adapt to the regional trends that drive gas market discontinuities by timing exits from specific assets ahead of key policy or market developments.
Utilities. Utility companies, which distribute natural gas to end users, will face some of the toughest challenges. A decline in natural-gas demand could prompt a vicious circle: As gas consumption declines, the unit costs for the delivery of gas increase because fixed asset costs must be recovered through a smaller volume. This, in turn, leads to lower volumes for gas distribution companies, even higher per-unit expenses as distributors seek to recover their fixed costs from a shrinking pool of users, and yet more consumers switching away from gas.
Utility companies will face some of the toughest challenges.
Os utilitários de gás também enfrentam um desafio específico, porque seus modelos de negócios lhes dão menos espaço para manobrar do que outros jogadores. Seus ativos têm altos custos fixos, são intensivos em capital e não podem ser movidos. Ao mesmo tempo, os serviços públicos têm a obrigação de atender os clientes e manter altos padrões para operações seguras. No entanto, eles podem tomar as seguintes etapas:
- Toque em fontes de demanda incrementais. A decisão da organização marítima internacional de começar a reduzir o teor de enxofre do combustível de bunker marinho em 2020 pode fornecer um impulso para os fornecedores de GNL. Da mesma forma, o papel do gás natural comprimido como substituto do diesel em caminhões pesados pode crescer se os preços do petróleo subirem. Além disso, tecnologias nascentes, como bombas de calor a gás e microgridades alimentadas por geradores de gás distribuídos, estão aumentando. No entanto, o potencial de qualquer uma dessas oportunidades para compensar as receitas perdidas varia significativamente de uma região para outra e geralmente depende de iniciativas locais. Suspeitamos que os movimentos, embora positivos, sejam insuficientes para compensar a demanda perdida na maioria dos casos. Se eles não conseguirem, terão o risco de terminar com ativos de distribuição presos como resultado da mudança para a eletricidade. Os distribuidores podem começar eliminando as emissões em suas redes de oleodutos, já que o metano é um gás de efeito estufa altamente potente. Novas tecnologias-como biometano, captura e armazenamento de carbono e tecnologias de energia para gases, que convertem energia renovável excedente em gás-também poderiam reforçar as credenciais ambientais do gás. Mas as empresas de gás devem começar a defender e investir, esses avanços agora se quiserem ganhar tração. Em casos específicos, eles podem incentivar os clientes a mudar de gás para eletricidade e fechar preventivamente partes da rede de gás onde a demanda é baixa. Mas isso não ficará sem desafios: as empresas terão que manter os padrões de segurança e confiabilidade, mesmo quando cortam os gastos com gasodutos, além de trabalhar com reguladores para gerenciar a contração da rede e evitar ativos encalhados. Os utilitários de gás de jogo puro em regiões com transições rápidas para as renováveis enfrentarão os maiores desafios porque têm menos espaço para manobrar. One no-regrets move that distribution companies can take is to tap sources of incremental demand and mitigate the effects of the powerful trends described above. The International Maritime Organization’s decision to begin reducing the sulfur content of marine bunker fuel in 2020 may provide a boost for LNG suppliers. Similarly, the role of compressed natural gas as a substitute for diesel in heavy trucks could grow if oil prices rise. In addition, such nascent technologies as gas-fired heat pumps and microgrids powered by distributed gas generators are ramping up. However, the potential of any of these opportunities to make up for lost revenues varies significantly from one region to another and generally depends on local initiatives. We suspect that the moves, although positive, will be insufficient to compensate for lost demand in most cases.
- Build the green credentials of gas. The gas industry will need to persuade customers and policymakers of the environmental benefits of natural gas. If they don’t succeed, they’ll risk ending up with stranded distribution assets as a result of the shift to electricity. Distributors can start by eliminating emissions in their pipeline networks, given that methane is a highly potent greenhouse gas. New technologies—such as biomethane, carbon capture and storage, and power-to-gas technologies, which convert surplus renewable energy into gas—could also bolster gas’s environmental credentials. But gas companies must begin making the case for, and investing in, these advances now if they are to gain traction.
- Use power as a hedge. Utilities with overlapping gas and power businesses have the option of expanding their power distribution businesses as a hedge against declining gas consumption, especially in areas with rigorous emission targets. In specific instances, they can encourage customers to switch from gas to electricity and preemptively shut down parts of the gas network where demand is low. But doing so will not be without challenges: companies will have to maintain safety and reliability standards even as they cut spending on gas pipelines, while also working with regulators to manage network contraction and avoid stranded assets. Pure-play gas utilities in regions with rapid transitions to renewables will face the greatest challenges because they have less room to maneuver.
- Prepare-se para a interrupção. Mas eles precisarão entender os desafios específicos que estão por vir e se prepararem para a mudança adotando novas abordagens e uma mentalidade radicalmente diferente. Em uma análise dos efeitos da interrupção entre os setores, descobrimos que Gas companies can successfully evolve, even in the face of significant disruption. But they will need to understand the specific challenges that lie ahead and prepare for change by adopting new approaches and a radically different mindset. In an analysis of the effects of disruption across sectors, we found that
Somente cerca de uma em cada três empresas é capaz de navegar em grandes turnos
em sua indústria. Essas empresas prósperas normalmente compartilham cinco elementos, incluindo as apostas grandes no futuro (normalmente com investimentos iguais a pelo menos 10% de sua capitalização de mercado), preparando organizações e investidores para mudanças e tomando medidas preventivas para financiar a jornada. Dados os desafios únicos da indústria de utilidades de gás, fazendo apostas oportunas e ousadas - apoiadas por financiamento significativo - será um fator importante do sucesso. No entanto, isso não deixa de ter um risco significativo. Mas os baixos preços do gás terão implicações estratégicas mais amplas. Para alguns clientes industriais, os preços fracos apoiarão o caso de negócios para adicionar nova capacidade de fabricação. Outros devem considerar investir em produtos orientados para a exportação intensivos em gás, como petroquímicos ou metais, que se tornarão competitivos à medida que os preços baixos se tornarem a norma. Embora isso afete todos os jogadores da cadeia de valor, nem toda empresa terá que revisar seu manual. Os produtores de gás a montante continuarão a se concentrar em reduzir os custos aplicando soluções de tecnologia. Para os clientes finais, a promessa de uma fonte de energia muito barata e abundante em uma região estável do mundo abrirá novos negócios e oportunidades de investimento. As empresas de transmissão e distribuição de gás enfrentarão os maiores desafios, no entanto. Eles precisarão entender ameaças e oportunidades nos níveis local e nacional e se prepararem para fazer apostas significativas no futuro, se quiserem prosperar diante da interrupção.
- Customers. With prices set to fall, industrial and commercial customers will want to maximize the flexibility of their supply contracts by insisting on shorter durations and on reopener clauses. But low gas prices will have wider strategic implications. For some industrial customers, weak prices will support the business case for adding new manufacturing capacity. Others should consider investing in gas-intensive export-oriented products, such as petrochemicals or metals, which will become competitive as low prices become the norm.
The evolving market dynamic in US gas cannot be ignored. While it will impact all players in the value chain, not every company will have to revise its playbook. Upstream gas producers will continue to focus on driving down costs by applying technology solutions. For end customers, the promise of a very cheap and abundant energy source in a stable region of the world will open up new business and investment opportunities. Gas transmission and distribution companies will face the greatest challenges, however. They will need to understand threats and opportunities at both local and national levels, and prepare to make significant bets on the future, if they are to thrive in the face of disruption.
