lunes, 20 de octubre de 2014

Doy fé

La globalización del gas natural viaja en barco
El transporte de gas natural licuado en grandes buques metaneros abre la posibilidad de crear un auténtico mercado global y ofrece una alternativa (real, pero aún incipiente) al monopolio de la distribución sólo por gasoductos.

En enero de 1959 un barco experimental recorrió el trayecto entre Lake Charles -una ciudad pequeña, acaso mediana, del estado de Luisiana (Estados Unidos)- y el puerto británico de Canvey Island, en el estuario del Támesis. Ese buque, originariamente un carguero de la Segunda Guerra Mundial, reconvertido con unos entonces novedosos tanques y rebautizado con toda intención como Methane Pioneer, se convirtió en el primer metanero de la historia. Y con su viaje (que al final fueron un total de siete durante algo más de un año) demostró que el transporte marítimo del gas natural licuado era posible.

Ese barco, grande para los cánones de su época pero casi enano para las magnitudes actuales, fue el primer paso, sólo el primero, para una revolución en los sectores del transporte y de la energía que hoy en día está haciendo posible la globalización (incipiente aún) del mercado del gas natural. La distribución del gas natural sigue haciéndose muy mayoritariamente, en torno a un 90%, a través de gasoductos, pero el uso del barco para su comercialización entre puntos separados por largas distancias está ganando terreno. Y tanto los países productores como los países compradores han iniciado una auténtica carrera para contar con las infraestructuras necesarias para llevar el gas a todo el mundo.

El Methane Pioneer, ese primer barco que transportó gas natural en estado líquido para dejar de depender exclusivamente de los gasoductos para conectar puntos lejanos, tenía una capacidad que hoy parece ridícula. El buque pionero transportó en cada uno de esos siete viajes apenas 5.000 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL), gas natural convertido en líquido mediante enfriamiento. Hoy, los barcos que realizan esa labor, ahora sí de manera comercial y con una actividad creciente, tienen una capacidad que normalmente oscila de media entre los 130.000 y los 180.000 m3. Pero es que los buques de mayor tamaño, los integrados en la conocida familia de los Q-Max, son mastodontes flotantes con capacidad para transportar 266.000 m3 de GNL de un lado a otro del planeta, 53 veces más que en ese trayecto pionero.

Si muy a finales de los cincuenta un primer buque, sólo uno, cruzó el Atlántico cargado de GNL, hoy son 393 los metaneros que surcan los océanos, y ya se han cerrado pedidos entre astilleros y compañías distribuidoras para construir otros 113 más, según datos del último informe anual del Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL) [ver el informe completo aquí, en inglés]. Ese primer metanero de antaño contaba con unos tanques de aluminio con madera de balsa como aislamiento, y hoy los buques disponen de modernos tanques esféricos o de membrana, de acero y otros materiales avanzados... Y si hace más de medio siglo existía esa figurada única ruta marítima para el GNL, esos casi 400 buques actuales -con una capacidad total de algo más de 56 millones de m3- cubrieron el año pasado 380 rutas permanentes, la mayoría intercontinentales, que unen a exportadores e importadores de gas. La globalización que viene del frío El GNL es gas natural que ha sido procesado para convertirlo en líquido y así poder transportarlo en buques, evitando el gasoducto como única vía posible. El gas natural pasa por una central de licuefacción (situada en el país de origen) que lo enfría hasta una temperatura de 162 grados bajo cero para transformarlo en líquido, y que así ocupe hasta 600 veces menos que en su estado gaseoso y haga viable su transporte con un volumen mucho más reducido. El gas natural, ya líquido, se traslada a los tanques de los barcos metaneros, que los mantienen a esa bajísima temperatura durante el viaje, lo que los convierte en gigantescos termos flotantes. De los buques, el GNL pasa a una central de regasificación (en el país de destino), que devuelve el hidrocarburo a su estado gaseoso y lo distribuye a partir de entonces por una red de tubos convencional. Éste es el proceso que abre la puerta a que sea posible trasladar el gas entre puntos lejanos.

Las infraestructuras necesarias para desarrollar este proceso requieren inversiones cuantiosas: un metanero con una capacidad de 160.000 m3 tiene un coste de unos 200 millones de dólares (unos 155 millones de euros al cambio actual) y la cifra alcanza los 300 millones de dólares en el caso de los gigantescos Q-Max; la inversión necesaria para levantar una central de licuefacción que convierta el gas natural en líquido se sitúa de media en unos 20.000 millones de dólares, aunque depende de su capacidad de producción (la gigantesca central de Gorgon que Chevron construye en Australia parece que superará holgadamente los 50.000 millones de dólares); y la construcción de una central de regasificación conlleva un coste -también dependiendo de su capacidad- que suele situarse entre los 400 millones y los 1.000 millones de dólares.

A pesar de las multimillonarias inversiones necesarias, a partir de determinadas distancias entre el origen del gas y el destino, el transporte en barcos metaneros resulta más rentable que la distribución mediante gasoductos. Según la literatura tradicional del sector energético, el transporte marítimo de gas es más ventajoso si la longitud del gasoducto necesario supera los 3.500 kilómetros, en caso de un tubo terrestre, y los 1.200 kilómetros, cuando el gasoducto es marino.

En paralelo, es obvio, el transporte por barco ofrece una flexibilidad para unir distintos puntos del globo imposible para un gasoducto (que siempre conectará dos puntos concretos) y, por ello, permite igualmente sortear más fácilmente los problemas vinculados a tensiones geopolíticas o estrictamente comerciales en caso de ser necesario, dado que abre la puerta a una mayor diversificación de proveedores. No obstante, el comercio de GNL aún sufre las rigideces de estar generalmente gestionado mediante contratos a muy largo plazo (generalmente durante 20 años). El 90% del consumo global aún pasa por tubos En 1964 la central de licuefacción de Arzew, en Argelia, fue la primera en realizar envíos verdaderamente comerciales de GNL con destino a Reino Unido. La capacidad de esa gran central era de sólo 850.000 m3 de gas licuado al año. Justo medio siglo después, el comercio de GNL, comparativamente, se ha disparado. Durante 2013 el transporte marítimo de GNL rozó los 237 millones de toneladas procedentes de las decenas de centrales repartidos por medio mundo, según los datos del GIIGNL, una asociación que agrupa a 74 compañías del sector mundial, entre ellas las españolas Enagás, Gas Natural Fenosa e Iberdrola [ver el informe completo aquí].

El peso del GNL en el mercado global del gas natural es, no obstante, aún muy menor. Según las estadísticas de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), hasta dos tercios de la demanda mundial de gas natural se consume dentro de los propios países productores, y del otro tercio restante que se destina a exportaciones la gran mayoría se distribuye, claro, mediante gasoductos. Alrededor del 70% del comercio internacional de gas natural utiliza los tubos para su distribución y sólo el otro 30% corresponde al transporte marítimo de GNL. Esto es, aún hoy sólo alrededor de una décima parte de la demanda global de gas se distribuye en forma de GNL. En los últimos ejercicios, en principio de manera coyuntural, su crecimiento se ha paralizado por la caída de la demanda por la crisis económica: en 2013 el uso de GNL sólo creció un 0,3%.

Sin embargo, organismos internacionales y consultoras auguran una creciente implantación a escala global del gas natural en diferentes ámbitos de la economía [ver ¿Se ha acabado ya el mundo que sólo consumía más y más petróleo?] y también del GNL en particular. La relativa mayor facilidad para extraer el gas natural, ser netamente menos contaminante que los otros combustibles fósiles, su eficacia en producción de energía y la flexibilidad que muestran las centrales eléctricas que lo utilizan, tener tradicionalmente precios más bajos que el petróleo... son factores que están conduciendo a una mayor gasificación de la economía.

Según un estudio de Citi, el gas natural irá ganando terreno al petróleo en los próximos años gracias a su utilización en cada vez más sectores económicos. El gas ganará la partida al crudo en la industria petroquímica o en la generación de energía, y tendrá cada vez más peso en la automoción y en el transporte [ver el informe completo aquí, en inglés]. Primero en las economías más desarrolladas, con Estados Unidos a la cabeza, para luego trasladar la tendencia a los países emergentes. En esta segunda parte del proceso, las economías asiáticas jugarán un papel principal. Y, de hecho, es precisamente Asia la región que ya concentra hoy el 75% del consumo del GNL global. Más demanda y más producción Las economías asiáticas (China, India, también Corea) se han embarcado en una carrera por construir centrales de regasificación para garantizar el suministro para su creciente demanda de gas. Al tiempo que Japón pretende elevar sus importaciones de gas en plena era post-Fukushima. También la Unión Europea focaliza su política de seguridad de suministro en diversificar el origen del gas importado (hoy procedente muy primordialmente de Rusia), y mira tanto a los gasoductos que vienen de Asia Central como al GNL que puede venir de Oriente Medio y también de Estados Unidos (ahora que el gigante americano se ha embarcado en un auténtico boom del gas no convencional). Y Reino Unido también levanta sus propias centrales regasificadoras ante la progresiva caída de producción en el Mar del Norte.

Una demanda que se prevé creciente y que parece que podrá ser correspondida por una también creciente producción. Qatar, hoy líder mundial absoluto de las exportaciones de GNL, no tardará en ser rebasado con claridad por Australia, embarcado en un ambicioso proyecto que multiplicará su capacidad de producción de GNL en los próximos años. Y Estados Unidos (también Canadá) vive una verdadera revolución del shale gas que le ha hecho abandonar su tradicional papel como importador para convertirse en exportador de gas. De momento, EEUU sólo cuenta con una planta para la exportación de GNL, ubicada en Alaska. Las autoridades norteamericanas ya han aprobado el desarrollo de cinco plantas más, aunque sólo una de ellas está ya de facto en construcción y podrá estar operativa el próximo año. Pero ya existen otros 25 proyectos pendientes de aprobación.

El incremento de la exportación mundial de GNL en los próximos años se puede dar por segura. La creciente demanda de gas natural por parte de las economías asiáticas, alejadas de todos los grandes focos de producción (con permiso de Rusia), vaticina una progresiva mayor cuota del transporte marítimo para la distribución de GNL. Según las previsiones que maneja la Agencia Internacional de la Energía, el comercio global de gas licuado crecerá más de un 40% en los próximos cinco años, desde los 320.000 millones de metros cúbicos en 2013 hasta 450.000 millones de m3 en 2019 [ver gráfico y ver informe aquí]. Un mercado partido que sueña con ser global Mientras que el del petróleo es un mercado claramente global, el comercio de gas natural funciona de manera fragmentada. El mercado de gas está parcelado en tres grandes áreas regionales (EEUU, Europa y Asia) que cuentan con una diferencia de precios abismal y en las que las tendencias de cotización no sólo van desacompasadas, sino que a veces son opuestas. Los trazados de los gasoductos conformaron estas tres regiones, que han permanecido aisladas entre sí y que sólo pueden conectarse mediante las exportaciones con barcos.

La expansión del GNL es uno de los factores que harán posible que en los próximos años se avance hacia una mayor convergencia entre estos tres mercados, reduciendo los abismales diferenciales de precios (el año pasado el gas en Estados Unidos era seis veces más barato que en Asia y tres veces más económico que en Europa). Previsiblemente, según anticipa un informe elaborado por Crédito y Caución [ver informe completo aquí, en inglés] se creará un mercado del gas natural en esencia de carácter global, pero eso no significará que el gas cueste lo mismo en todo el mundo. Seguirá habiendo diferencias de precios, pero no tan gigantescas, y las cotizaciones del gas natural en estos tres mercados empezarán a seguir tendencias más acompasadas. El papel de España Al calor del conflicto en Ucrania, la Unión Europa ha reavivado el debate sobre la necesidad de reducir la enorme dependencia del continente del gas procedente de Rusia. Amén del impulso de nuevos gasoductos desde Asia Central que sortean territorio ruso, Bruselas y los Veintiocho apuestan por tomar posiciones en la carrera por garantizar el suministro de GNL mediante transporte marítimo. Y en ese proceso, las miradas se han vuelto hacia España, que tiene en sus costas con seis de las 22 plantas de regasificación con que cuenta Europa.

En los últimos meses, incluso se ha llegado a hablar -con mucho voluntarismo- de España como una alternativa viable para la gran distribución de GNL hacia el resto del continente. Las seis plantas españolas (ubicadas en Barcelona, Bilbao, Cartagena, Huelva, Mugardos y Sagunto) pueden captar el gas de los países productores y trasladarlo mediante tubos a Francia... pero es ahí donde radica el principal problema.

Actualmente la interconexión de España con el continente es muy limitada (apenas 5 bcm, miles de millones de metros cúbicos), e incluso una vez terminen los trabajos para ampliar del gasoducto de Irún (que elevaría la capacidad a 7 bcm) y si se finalizara en unos años del esperado tubo Midcat, la capacidad de exportación española rondaría los 14 bcm, apenas un 10% del volumen de gas que hoy exporta Rusia a Europa.

España ya participa de la expansión del GNL a escala global. Y, de hecho, es el principal mercado de reexportación del mundo (llega el GNL en barco, se almacena en sus plantas y se vuelve a cargar en buques para su transporte al destino final). Las capacidades actuales de las centrales españolas las puede convertir en parte de la solución del afán europeo de diversificar el suministro de gas. Pero sólo parte.
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