Panorama global del gas
Nueva geografia de la demanda
En su último World Energy Outlook (WEO 2013) la Agencia Internacional de la Energía (AIE) advierte que muchos axiomas de larga tradición en el sector energético están hoy en día en proceso de revisión. Así, algunos de los principales países importadores de hidrocarburos en el pasado, como los EE.UU., se están convirtiendo en exportadores, al mismo tiempo que otros países de este último grupo, muy particularmente los de Oriente Medio, se están transformando en destacados centros de crecimiento de la demanda global. Por otro lado, la revolución del petróleo y gas no convencional está modificando nuestra percepción sobre la distribución geográfica de los recursos energéticos en el mundo.
La AIE afirma que conocer la dinámica que subyace a los mercados resulta fundamental para aquellos que deben tomar decisiones conciliando objetivos económicos, energéticos y medioambientales. Los que sean capaces de anticiparse con éxito a los acontecimientos energéticos globales gozaran de una posición ventajosa, mientras que los que no lo hagan se arriesgan a tomar malas decisiones políticas o inversoras.
Explorar las perspectivas globales del mercado del gas natural no es, por tanto, un ejercicio baladí. Y, en este sentido, el WEO 2013 ofrece buenas noticias para la industria, ya que el informe considera que, sea cual sea la política energética adoptada por los gobiernos en el próximo cuarto de siglo, la importancia del gas natural en el mix energético global seguirá aumentando. No en vano, en relación a otros combustibles fósiles, el gas natural presenta notables ventajas ambientales, una amplia disponibilidad y unos costes de suministro competitivos.
De hecho, el gas natural es el único combustible fósil cuya participación en el mix energético global crece en los tres escenarios contemplados en el WEO 2013. Así, mientras en el New Policies Scenario* se pronostica que el porcentaje del gas en dicho mix pasará de un 21% en 2011 al 24% en 2035, lo que supone un ritmo de crecimiento medio de la demanda del 1,6% anual, en el Current Policies Scenario** el crecimiento es aún más rápido, promediando el 1,9%, un porcentaje que se reduce al 0,8% en el 450 Scenario***.
En los tres escenarios comentados, la futura demanda está liderada por los países ajenos a la OCDE. La participación sobre el total de la demanda correspondiente a este último grupo de países igualó el de la OCDE en 2007 y las previsiones apuntan a que llegue al 62% en 2035, frente al 53% de 2011. Estamos frente a una nueva geografía de la demanda: aunque EE.UU. seguirá siendo el principal mercado mundial, China y Oriente Medio crecen a pasos agigantados, mientras la vieja Europa se estanca.
Crecimiento global de la producción
Por lo que respecta a la producción, las proyecciones apuntan a que entre 2011 y 2035 crezca en todas las regiones del mundo, con la única excepción de Europa, donde el aumento de la producción en Noruega no será suficiente para compensar el declino en otros campos maduros del Mar del Norte y los Países Bajos. China, EE.UU., Rusia y Australia (por este orden), seguidos por Qatar, Irak, Brasil, Turkmenistán, Irán y Argelia, serán los países que experimentarán un mayor crecimiento de la producción. EE.UU. y Australia contabilizarán importantes aumentos (del 29% y el 198%, respectivamente) que les convertirán en exportadores netos, pero, pese a ello, los países ajenos a la OCDE serán responsables de cerca del 82% del incremento global.
Sin lugar a dudas una de las conclusiones más relevantes del WEO 2013 es que, en poco más de dos décadas, el gas no convencional podría representar más de un cuarto de la producción mundial de gas natural. Las previsiones son que a partir de 2020 el desarrollo de la producción de gas no convencional se extienda más allá de EE.UU. y Canadá, convirtiendo a China y Australia en los mayores contribuyentes al crecimiento global de la producción, seguidos por otros países como Argentina, India, Argelia, México e Indonesia, con el conjunto de la UE situándose ligeramente por encima de estos tres últimos países. De esta forma, el gas no convencional, que en 2011 representó alrededor del 17% del conjunto de la producción mundial, podría llegar a alcanzar el 27% en 2035. La revolución, iniciada con el shale gas en EE.UU. y Canadá, se expande más allá de las fronteras de estos países, manteniendo una tasa de crecimiento media del 3,7% entre 2011 y 2035.
Comercio internacional muy dinámico
Por lo que respecta al comercio internacional de gas natural, todo apunta a que encaramos un periodo muy dinámico, durante el cual cobraran relevancia creciente algunos nuevos actores que en conjunto plantearan un desafío competitivo a los exportadores clásicos, como Rusia y Qatar. Por otra parte, las proyecciones concluyen que en las próximas dos décadas asistiremos a un cambio en la dirección del comercio internacional del gas natural, cuyo foco importador se desplazará de la cuenca Atlántica (con la notable excepción de Europa que seguirá siendo la principal región importadora del mundo) hacia la región de Asia-Pacifico. Un cambio que, sin duda, planteará nuevos dilemas para los productores de Eurasia que dependen de los gasoductos para acceder a los mercados.
La AIE considera que mientras el comercio del gas natural por gasoducto seguirá dominado por unos pocos productores, básicamente localizados en Eurasia, el grupo de países exportadores de GNL sufrirá una importante reorganización. En primer lugar, porque algunos de estos países ya están experimentando un rápido crecimiento de la demanda interna lo que limita el volumen disponible para las exportaciones. En segundo lugar, porque el mercado verá como emergen nuevos actores y como algunos de los ya existentes aumentan su cuota de mercado. Entre los nuevos actores hay que contar con Australia, Estados Unidos, Canadá, así como con algunos proyectos en curso en África Oriental. Y también habrá que contar con una expansión de la capacidad exportadora de Rusia, especialmente si, como parece plausible, Rosneft y Novatek consiguen asegurarse los derechos de exportación de GNL a los mercados asiáticos (lo que, por cierto, constituiría la primera brecha en el monopolio exportador de Gazprom). En el transcurso del periodo 2011-2035, la AIE asume que los mayores precios de importación de GNL se darán en los mercados de la región de Asia-Pacifico, de modo que este sería el destino más deseado por la mayor parte de los exportadores, dejando a Europa como un elemento equilibrador del mercado.
Naturalmente, todo este desarrollo no va a resultar barato. Cubrir las necesidades previstas en el New Policies Scenario a propósito de la demanda, el suministro y el comercio global, supone una inversión acumulada para la totalidad del periodo 2012-2035 cercana a los 8,5 billones de dólares (del 2012) lo que equivale a una inversión media anual de unos 370.000 millones de dólares que debe materializarse a lo largo de toda la cadena del gas. Dos tercios de este gasto medio anual, unos 260.000 millones, corresponderían al sector de exploración y producción, mientras que las redes de trasmisión y distribución absorberían un 23%, frente al 9% demandado por las plantas de GNL, los buques metaneros y las terminales de regasificación.
Diferencias en cuanto al precio
Respecto al tema precios, el WEO 2013 comienza por recordar que como resultado de los diferentes mecanismos de fijación de precios y de los distintos balances entre oferta y demanda, siempre han existido discrepancias en el precio del gas natural entre América del Norte, Asia-Pacifico y Europa. Sin embargo, desde mediados de 2008, las diferencias se han acentuado notablemente. Los precios en Norteamérica han caído considerablemente gracias a la reducción de la demanda y al espectacular aumento de la producción de shale gas, mientras que, por el contrario, los precios en Asia-Pacifico y, en menor medida, en Europa han aumentado, principalmente a causa de la indexación al petróleo en unos momentos en que el precio del barril se ha mantenido de forma persistente en cotas relativamente altas.
En 2012, los precios medios del gas natural en los EE.UU. eran menos de un cuarto de los europeos y menos de un sexto de los de Japón, aunque en 2013 esta diferencia se había reducido, ya que el precio del gas en el Henry Hub se había casi duplicado respecto a los mínimos alcanzados a principios de 2012. En cualquier caso, los precios en los EE.UU. son todavía lo suficientemente bajos para despertar un creciente interés en la exportación de GNL, lo que a su vez suscita interrogantes sobre la sostenibilidad a largo plazo de los mecanismos de fijación de precios del gas natural indexados al petróleo.
Muy probablemente, de aquí a 2035 todavía persistirán grandes diferencias regionales en el precio del gas, aunque con una cierta tendencia a la convergencia, resultado de un incremento de los suministros de GNL, un aumento del comercio a corto plazo y una mayor flexibilidad operativa. Todo ello contribuiría a que cualquier variación de precios en una parte del mundo se reflejara más rápidamente en otras, aunque parece improbable que esto fuera suficiente para generar un precio global único para el gas, especialmente si se tienen en cuenta los altos costes asociados con el GNL y el transporte marítimo.
En cada uno de los tres escenarios previstos en el WEO 2013 para el periodo 2012-2035, los precios en Norteamérica siguen siendo los más bajos, reflejando la abundancia de recursos no convencionales con costes de producción relativamente bajos. Sin embargo, dichos precios aumentarían en términos absolutos y en relación a otras regiones, particularmente hacia las postrimerías del periodo proyectado, a medida que los costes de producción del gas no convencional se incrementen y la indexación con el petróleo se relaje gradualmente en otros mercados, particularmente en Europa, donde se espera una renegociación de los contratos a largo plazo cuando estos vayan expirando. En el New Policies Scenario, las previsiones son que los precios del gas en Norteamérica se sitúan en 2035 en torno a los 6,8 dólares (de 2012) por cada millón de Btu (Mbtu) mientras que en Europa sería de 12.7 dólares por MBtu y en Asia-Pacifico de 14.9 dólares por MBtu. Ni que decir tiene que estas variaciones en el precio del gas tendrán consecuencias particularmente negativas para la competitividad industrial de Europa y Japón.
La UE tiene una baja intensidad energética, pero el coste de la energía es demasiado elevado. El precio del gas casi triplica el de EE.UU. y, al mismo tiempo, la industria europea tiene que lidiar con unos precios de la electricidad altos, consecuencia, en parte, de las medidas encaminadas a promover la energía baja en carbono. Todo ello supone un considerable fardo para su economía y un impacto negativo en su competitividad. En la UE, los costes laborales son más del doble que los asiáticos, mientras que los costes energéticos superan en cerca de un 60% a los de EE.UU. O dicho de otra manera, los EE.UU. experimentan un crecimiento razonable y tienen una energía relativamente barata, China tiene un alto crecimiento y una energía cara, mientras que Europa reúne lo peor de los dos casos: un crecimiento casi nulo y una energía cara. Como se anda discutiendo estos días en Bruselas, tal vez haya llegado el momento de que Europa reexamine su política energética, aprendiendo de la experiencia de los últimos veinte años para cambiar de enfoque y adoptar sendas más realistas y pragmáticas.
Tras examinar las perspectivas globales y reflexionar brevemente sobre la política energética de la UE, resulta obligado centrarnos en nuestro país para analizar la actual coyuntura del sector gasista y los desafíos que este debe encarar en un futuro inmediato.
La industria del gas en España
La tarjeta de presentación de la industria del gas en España resulta contundente: el sector aporta un 0,5% del PIB, emplea a más de 150.000 trabajadores, genera un valor añadido bruto de entre 7.000 y 8.500 millones de euros, las inversiones realizadas desde el año 2000 suponen más de 15.400 millones (lo que supone una capacidad de inversión superior a los 1.000 millones de euros anuales) y opera a través de una red de transporte y distribución de más de 81.000 kilómetros que llega a 1600 municipios y alcanza cerca de siete millones y medio de punto de consumo. Sin duda, estas cifras certifican que estamos ante uno de los motores de la economía española y un sector absolutamente estratégico.
Pero a nadie se le escapa que el sector no atraviesa su mejor momento. Enmarcados en un contexto de crisis económica aguda, los datos de consumo de gas de los últimos años en España muestran un importante descenso, resultado de una utilización cada vez menor de las plantas de ciclo combinado para la generación eléctrica. No en vano, desde el año 2008 este tipo de generación ha caído un 55%, reflejando, esencialmente, un descenso de la demanda ligado a la situación económica que atraviesa el país, así como un incremento de la participación del carbón y de las fuentes renovables en el mix eléctrico. En cualquier caso, no todo son malas noticias, como lo demuestra el buen comportamiento experimentado durante el mismo periodo por el gas natural en los sectores industrial y doméstico. Ambos sectores han incrementado progresivamente el consumo, muy particularmente en el caso de la industria que, en estos momentos, con una participación cercana al 65% del total del gas consumido, es el principal usuario de dicho combustible en España.
Ante la situación descrita, cabe preguntarse qué hacer. Y la respuesta parece clara: la industria del gas de nuestro país no solo debe consolidar y seguir impulsando los sectores que tradicionalmente le han sido más favorables, como el industrial y el doméstico comercial, sino que, ineludiblemente, debe también posicionarse de cara al futuro, explorando nuevos ámbitos de negocios. Una iniciativa para la que cuenta con las ventajas que el gas natural ofrece -desde la triple perspectiva ambiental, económica y de seguridad y fiabilidad de suministro- en el complejo y largo camino que conduce hacia la sostenibilidad energética.
Para lograr que el sector del gas continúe creciendo resulta básico asumir la premisa de que el índice de penetración del gas en España (28%) es todavía bajo en relación con la media europea que se sitúa en torno al 50%. Lo que significa que todavía existe un gran potencial de crecimiento en aquellos ámbitos donde ya tiene presencia (en la industria y a nivel residencial y comercial) y a través de las nuevas aplicaciones que el sector ha ido desarrollando en los últimos años: calderas más eficientes, bombas de calor y frío a gas, microcogeneraciones y cogeneraciones, equipos de apoyo a la energía solar, etc.
Y de cara a explorar nuevas metas, no podemos olvidar que al gas se le abren nuevas oportunidades de desarrollo en ámbitos donde hasta el momento tenía una penetración más bien tímida, como su utilización en la propulsión de automóviles, transporte por carretera o grandes buques.El sector del gas ya está presente en nuestro país en el transporte, sobre todo en el terreno de las flotas urbanas y cautivas, así como en los automóviles de reparto. Sin embargo, convendría hacer un esfuerzo adicional en otros ámbitos más novedosos, como es el caso de los sectores del taxi, del vehículo privado y del GNL marítimo.
La expansión del gas en el sector del transporte se ve favorecido por el hecho de que el gas natural vehicular es un elemento clave de mejora de la calidad del aire de las ciudades: no emite partículas sólidas, reduce las emisiones de CO2 y de gases de efecto invernadero, y emite menos ruido y vibraciones. Todos estos factores resultan elementos básicos en los entornos urbanos, muy especialmente cuando las principales ciudades de nuestro país están impulsando medidas para ser más sostenibles y eficientes. Y a todo esto hay que añadir el tema económico: el gas permite ahorros del 57% respecto a la gasolina y del 37% respecto al gasóleo, además de reducir los costes de mantenimiento del motor respecto a carburantes líquidos.
Por otra parte, la apuesta por el GNL para la propulsión de buques constituye una nueva e importante oportunidad de desarrollo, enmarcada en una normativa internacional que tiene como objetivo impulsar la utilización de combustibles alternativos en el transporte marítimo. En este sentido, resulta significativo constatar que en 2020 once puertos españoles deberán disponer de infraestructuras de GNL.
Finalmente, no podemos olvidar que en nuestro país, tras cuarenta años de actividad el sector gasista se ha dotado de una infraestructura moderna, tecnológicamente avanzada, limpia y segura, que convendría optimizar, fomentando su uso de cara a la exportación a través de nuevas conexiones que nos unan con el sur de Europa, a través de Francia, así como con nuestro vecino ibérico, Portugal. La concreción de estas interconexiones, consideradas prioritarias por la Comisión Europea, supondría una notable mejora de la seguridad de suministro para Europa –recordemos que nuestro país recibe gas de once mercados distintos y que en 2012 fue el principal destino de GNL del viejo continente- a la vez que también permitiría a España disponer de un importante punto de entrada de gas a la Península. Un paso decisivo, en suma, para hacer realidad la tan acariciada aspiración de convertir a nuestro país en el principal hub gasista del sur de Europa.
* Este asume que los países cumplirán todos los compromisos contraídos hasta la fecha en materia de lucha contra el cambio climático.
** Un escenario de business as usual.
*** Un escenario capaz de evitar un aumento de más de 2º C de la temperatura global a largo plazo y, por tanto, el único compatible con los objetivos de lucha contra el cambio climático.