El posible fin del conflicto entre Ucrania y Rusia podría provocar cambios en el mercado global del GNL, afectando la demanda europea y potenciando el suministro de gas ruso. Este escenario plantea desafíos para el proyecto de YPF y Petronas en Argentina, que planea invertir $40 mil millones para producir hasta 25 millones de toneladas anuales de GNL. Una sobreoferta global y la caída de precios podrían reducir la rentabilidad de nuevas inversiones como esta. En respuesta, YPF y Petronas podrían necesitar reevaluar su estrategia, diversificando mercados o centrándose en la región para evitar los efectos de la competencia global intensificada.
Según declaraciones de Donald Trump, el conflicto entre Ucrania y Rusia llegaría a su fin si él es elegido presidente en las elecciones de noviembre. El fin del conflicto tendría un impacto significativo en diversos aspectos del mercado energético mundial, según Trump, particularmente en el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), así como en la economía y la geopolítica global.
Los especialistas creen que, si el conflicto terminara, habría un reajuste en el mercado energético europeo, pero con un aumento del suministro de gas ruso. Si se alcanzara una paz duradera, es posible que el gas ruso fluya nuevamente y en mayores cantidades hacia Europa a través de gasoductos tradicionales, aunque probablemente no en los niveles previos a la guerra.
En este contexto, Europa seguirá buscando diversificar sus fuentes de energía, y el GNL seguiría siendo protagonista, pero con menos urgencia. Aunque el gas ruso podría volver a ser una opción viable, Europa probablemente mantendría su enfoque en diversificar sus fuentes energéticas para evitar una dependencia excesiva de un solo proveedor. Esto podría incluir un enfoque continuado en energías renovables, nuclear y, en menor medida, GNL.
Lo más interesante es que, a pesar del conflicto y de las sanciones europeas, el gas ruso continúa fluyendo a Europa. En 2023, en plena guerra con Ucrania, las exportaciones de gas ruso a Europa a través de gasoductos disminuyeron drásticamente: exportó aproximadamente unos 80 MMm3/d, de los casi 500 MMm3/d anteriores al conflicto, a lo que debe sumarse el equivalente a unos 50 MMm3/d mediante barcos de GNL.
Esto representa un curioso caso de estudio para los interesados en la geopolítica: Europa continúa comprando gas a Rusia, pagando en rublos, y por otro lado, alimenta con armas a Ucrania, en contra del proveedor de energía. Podría decirse que hoy el lugar más seguro de Ucrania es al lado de un gasoducto.
Mientras tanto, EE.UU. viene aumentando la capacidad de producción y exportación. Por su parte, Arabia Saudita prepara inversiones cuantiosas en la explotación de shale gas en el campo Jafurah, con el objetivo de licuar y abastecer la demanda; no se puede descartar que los precios que manejen los saudíes impacten de lleno en toda la competencia.
El panorama del mercado internacional, en principio, es alentador, ya que se estima que la demanda irá en aumento, pero ¿hay lugar para todos los jugadores?
YPF
El proyecto entre YPF y Petronas en Río Negro está planificado en varias fases, con una capacidad de producción que podría llegar a 25 millones de toneladas anuales de GNL en su fase final de desarrollo. Esto equivaldría aproximadamente a unos 95 MMm³/d de gas licuado.
En cuanto a la inversión, para alcanzar esta capacidad total, se estima que podría ascender a unos 40 mil millones de dólares en total, considerando todas las fases de desarrollo, incluyendo infraestructura, expansión de la planta y otras instalaciones necesarias.
El ingreso de Argentina al mercado del GNL podría intensificar la competencia con otros grandes exportadores como Qatar, Estados Unidos y Rusia. Esto podría llevar a tensiones geopolíticas, especialmente si los grandes actores perciben a Argentina como una amenaza a sus cuotas de mercado.
Por otra parte, la eventual reducción de la demanda europea y la caída en los precios podrían hacer que las nuevas inversiones en proyectos de GNL, como la alianza YPF-Petronas, sean menos atractivas financieramente. Los proyectos que no logren asegurar contratos a largo plazo antes de una eventual disminución de precios podrían enfrentar dificultades para justificar su rentabilidad.
YPF y Petronas podrían necesitar reevaluar sus estrategias de expansión en el mercado de GNL, posiblemente enfocándose en mercados emergentes o diversificando sus ofertas energéticas, o pensando en el abastecimiento regional, ya que todos los vecinos son demandantes de gas natural: Chile, Brasil y, en mucha menor medida, Uruguay.
Panorama
La producción global de GNL en 2023 se estima alrededor de 450 millones de toneladas de GNL (CME Group Trading, LNG Industry, World Energy), equivalente a aproximadamente 1.500 MMm³/d. La producción mundial de GNL está dominada por unos pocos países que tienen acceso a grandes reservas de gas natural y la infraestructura necesaria para licuar y exportar GNL.
Qatar tiene una producción anual de alrededor de 105 millones de toneladas de GNL, unos 390 MMm³/d equivalentes. Le sigue Australia, que compite con Qatar como el mayor productor, con una producción cercana a los 285 MMm³/d (77 millones de toneladas anuales).
Estados Unidos creció rápidamente como productor de GNL en la última década, alcanzando una producción de aproximadamente 360 MMm³/d (96 millones de toneladas anuales), con exportaciones dirigidas principalmente a Asia y Europa (S&P Global). Aunque gran parte de la producción rusa se exporta por gasoductos, Rusia también es un importante productor de GNL, con una producción anual de aproximadamente 110 MMm³/d (30 millones de toneladas).
Malasia es otro productor significativo de Asia, con una producción anual de alrededor de 100 MMm³/d (27 millones de toneladas).
Principales Consumidores
China, Japón y Corea del Sur representan más del 70% de la demanda mundial. Japón era tradicionalmente el mayor importador de GNL, con un consumo de aproximadamente 100 MMm³/d. Por su parte, China superó a Japón en los últimos años, con un consumo que ronda los 120 MMm³/d, impulsado por la transición del carbón al gas. Corea del Sur es otro gran importador, con un consumo cercano a los 80 MMm³/d. Taiwán consume unos 60 MMm³/d.
India, un actor importante en Asia, tiene un consumo de alrededor de 45 MMm³/d, impulsado por la creciente demanda energética y la sustitución del carbón.
Europa ha aumentado la demanda de GNL especialmente tras el conflicto entre Rusia y Ucrania. Los países con mayor demanda son: España, que importa alrededor de 90 MMm³/d equivalentes; y Francia, con unos 90 MMm³/d regasificados. Italia y Reino Unido también son grandes consumidores, con volúmenes cercanos a los 60 MMm³/d cada uno.
Ajustes en Precios y Oferta
Además de las potenciales inversiones árabes, el fin del conflicto ruso-ucraniano podría significar la reintroducción del gas ruso en el mercado europeo, lo que traería como consecuencia una eventual sobreoferta de GNL a nivel global, con la consiguiente caída en los precios y la afectación a los exportadores que operan con márgenes ajustados.
Por otra parte, la disminución de la demanda europea podría llevar también a una competencia más intensa en otros mercados, como Asia, donde el GNL es una fuente energética clave.
En 2024, se espera que la demanda de GNL en la región Asia-Pacífico continúe creciendo, impulsada principalmente por el aumento de la demanda en China y otros países emergentes. Se estima que el consumo de GNL en la región alcance alrededor de 410 millones de toneladas anuales (unos 1.530 MMm³/d), lo que representa un aumento de aproximadamente un 5% en comparación con el año anterior.
China, en particular, sigue siendo el mayor importador de GNL en la región, con un consumo significativo. Este aumento en la demanda se da en un contexto donde la capacidad de regasificación también está en expansión, con nuevas instalaciones previstas para entrar en operación en países como China, India y Japón.
Lo posible
Europa podría seguir invirtiendo en infraestructuras de almacenaje y en la capacidad de importación de GNL para asegurarse la estabilización de los precios de cara a futuros conflictos o interrupciones en el suministro.
El final del conflicto podría llevar a un realineamiento de las alianzas geopolíticas, con implicaciones para las relaciones comerciales y energéticas. Rusia podría intentar restablecer su posición como proveedor clave de energía a Europa, mientras que Estados Unidos y otros exportadores de GNL podrían buscar consolidar sus nuevos mercados.
A pesar de la paz, es probable que persistan tensiones geopolíticas que continúen afectando la estabilidad del mercado energético. Europa podría seguir manteniendo una postura cautelosa hacia Rusia, lo que influiría en sus decisiones energéticas.
Números arábigos
En enero de este año, el Ministerio de Petróleo de Arabia Saudita ordenó a Saudi Aramco que detuviera su plan de expansión petrolera y fijara como objetivo una producción de 12 millones de barriles diarios (Mmb/d), lo que supone un millón de barriles diarios menos que el objetivo fijado para 2027, anunciado en 2020. Este hecho, complementado con los recortes de producción previstos por la OPEP, contribuiría a sostener el precio internacional del crudo.
Pero los saudíes no dan puntada sin hilo y destinarán inversiones de 25.000 millones de dólares a la producción de shale gas en el campo Jafurah y a la construcción de instalaciones intermedias (plantas de procesamiento, redes de tuberías e instalaciones relacionadas) para aumentar la producción de gas en un 60 % antes de que finalice la década.
Según Nikkei Asia, al detener los planes de expansión de su capacidad de producción de petróleo crudo, Aramco liberó 40.000 millones de dólares en inversiones para 2024 y 2028 para destinarlos a proyectos de gas natural. El príncipe Abdulaziz bin Salman Al Saud explicó las razones en febrero, en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo en Dhahran. Según lo citado por la agencia de noticias independiente de Oriente Medio Al-Monitor, el príncipe dijo: “Creo que pospusimos esta inversión simplemente porque... estamos en transición, y la transición significa que nuestra compañía petrolera pasó de ser una compañía de hidrocarburos a una compañía de energía”.
Según el Middle East Institute, con sede en Washington, DC, Aramco está elaborando un proyecto de exportación de GNL con TotalEnergies y Sinopec que obtendría su gas del campo de gas de Jafurah. Aramco entró en el negocio global de GNL en 2019 cuando compró una participación del 25% en la Fase 1 de la terminal de exportación de GNL de Port Arthur en Texas y firmó un acuerdo de compraventa (SPA) de 20 años con Sempra para adquirir 5 millones de toneladas anuales de producción.
En junio, Saudi Aramco acordó otros dos SPA de 20 años: uno con Sempra por 5 millones de toneladas anuales de la expansión de la Fase 2 de Port Arthur y otro con NextDecade por 1,2 millones de toneladas anuales del Tren 4 de Río Grande LNG en Brownsville, por lo que Aramco también está negociando una participación saudí del 25 % en la expansión de la Fase 2 de Port Arthur. Además, desembarcó en Australia luego de la adquisición en septiembre de 2023 de una participación minoritaria de 500 millones de dólares en MidOcean Energy, que seis meses después (en marzo de 2024) completó su compra de las participaciones de Tokyo Gas en una cartera de proyectos integrados de GNL australianos.
Jafurah
La Fase 2 del proyecto incluye 16 contratos por un valor de 12.400 millones de dólares para la construcción de instalaciones de compresión y gasoductos, incluida la construcción de trenes de procesamiento de gas, servicios, desulfurizadores e instalaciones de exportación. Entre las obras se encuentra la construcción de nuevas instalaciones de fraccionamiento de líquidos de gas natural (NGL) de Riyas en Jubail, instalaciones de servicios, almacenaje y exportación, para procesar el NGL recibido de Jafurah, señaló Aramco en un comunicado de prensa.
También anunciaron otros 23 contratos por 2.400 millones de dólares, además de dos contratos de perforación por 612 millones de dólares. Anteriormente, se adjudicaron 13 contratos de interconexión de pozos en Jafurah por un valor total de 1.630 millones de dólares entre diciembre de 2022 y mayo de 2024. Según Aramco, Jafurah es el yacimiento de shale gas más grande de Oriente Medio, con reservas confirmadas de 229 Tcf (equivalente a unos 4.520 millones de toneladas de GNL), un volumen que el sitio web Nikkei Asia estima como “equivalente a unos 70 años de importaciones de gas GNL de Japón”. Aramco espera invertir más de 100.000 millones de dólares durante el ciclo de vida de Jafurah, que está destinado a convertirse en el mayor proyecto de shale gas fuera de los EE.UU., con el primer envío previsto para 2025 y una tasa de venta sostenible de alrededor de 56 MMm³/d para 2030.
Los números propuestos por los árabes son escalofriantes; resta ver la dinámica de la realidad y en qué medida esta se modifica.
