¿Por qué fracasan tan a menudo las inversiones en gas natural?

GAS

El 7 de noviembre, China publicó un plan de alto nivel sobre la gestión de las emisiones de metano en el que se pedía reforzar la vigilancia y «mejorar gradualmente las especificaciones técnicas de detección y reparación de fugas en el sector del petróleo y el gas».

El vínculo poco destacado entre el gas natural y las emisiones demetano, que señala el documento, es sólo uno de los varios retos a los que se enfrentan los proyectos de gas en la actualidad.

Más de 200 instituciones financieras de todo el mundo cuentan ya con políticas de salida del carbón, en virtud de las cuales están dejando de financiar nuevos proyectos de carbón y desinvirtiendo gradualmente de los existentes. El gas natural, por el contrario, se presenta como una alternativa más limpia al carbón y un «combustible puente» para la transición hacia una economía con bajas emisiones de carbono.

La demanda de gas ha crecido sustancialmente en los últimos años y la tecnología para su extracción ha seguido madurando. Junto con el hecho de que el gas es a menudo la opción preferida para la seguridad energética, muchos países han dado su bendición a los proyectos de gas, y sus perspectivas de inversión parecen muy prometedoras. Como señala el último informe Banking on Climate Chaos, las empresas de gas natural licuado (GNL) atrajeron casi un 50% más de financiación en 2022 que en 2021.

Sin embargo, muchos proyectos de gas de alto perfil también han fracasado. Hay que tenerlos en cuenta, sobre todo por las características que tienen en común. Según un informe de 2021 de la ONG Global Witness, la UE ha despilfarrado casi 440 millones de euros (482 millones de dólares) en proyectos de infraestructuras de gas que han fracasado o pueden fracasar, y no es sólo un problema de la UE, como demuestran los proyectos fallidos en todo el mundo. Esto supone un reto para la industria del gas en su conjunto y debería hacer sonar las alarmas de cara a futuras inversiones en este sector.

Rentabilidad poco realista

En todos los proyectos de centrales de gas se calculan meticulosamente las cifras previstas de rendimiento de la inversión en la fase de evaluación. Sin embargo, el beneficio real está muy sujeto a las fluctuaciones del precio del combustible y a la inestabilidad del suministro, lo que puede llevar a suspender e incluso cancelar los proyectos.

El coste de generar electricidad a partir del gas suele ser dos o tres veces superior al del carbón. Los costes de transporte y distribución son elevados, y el combustible suele representar hasta el 85% del coste de la energía a partir del gas. Las fluctuaciones del precio del GNL influyen decisivamente en la rentabilidad de la producción de electricidad a partir de gas. La volatilidad de los tipos de cambio aumenta aún más la incertidumbre, dado que la mayoría de los países dependen de las importaciones para abastecerse del combustible.

En julio de 2021, dos plantas de gas de Yangon (Myanmar), financiadas por China, interrumpieron su actividad, según informa el sitio de noticias Irrawaddy. Las plantas, alimentadas por GNL importado de Malasia, se habían vuelto financieramente insostenibles después de poco más de un año. Entre las razones figuraban el aumento del precio del gas en los mercados internacionales, la depreciación del kyat frente al dólar, el descenso de la demanda de electricidad y la incapacidad del Gobierno para pagar a los proveedores de electricidad, según declaró a Irrawaddy una fuente del Ministerio de Energía de Myanmar. VPower, uno de los propietarios, se desprendió de dos (de sus tres) proyectos de energía alimentados con gas en Myanmar, dejando tirada gran parte de la inversión de 800 millones de dólares del gobierno.

El de Myanmar no es un caso aislado. La rentabilidad económica de muchas centrales de gas que dependen del GNL importado es muy susceptible a los cambios geopolíticos.

Tras la invasión rusa de Ucrania, los precios del GNL subieron en todo el mundo, ya que Europa importó más producto para reducir su dependencia del suministro ruso, según un análisis del thinktank Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA). Estados Unidos sacó provecho exportando más GNL a Europa, lo que elevó el precio del gas en el mercado interno estadounidense a su nivel más alto en casi una década, 8,04 $/MMBtu (millones de unidades térmicas británicas), frente a los 1,96 $/MMBtu de 2016.

La paralización de los proyectos de gasoductos hace incierto el suministro

A diferencia del carbón, las plantas de gas suelen requerir inversiones para construir terminales y gasoductos de GNL, con el fin de garantizar un suministro estable de combustible. En algunos casos, los proyectos de gasoductos se cancelan o suspenden indefinidamente por problemas de costes, así como por preocupaciones medioambientales, sociales y políticas.

Esto ha ocurrido varias veces en la UE, sobre todo en el caso del gasoducto BulgariaRumaníaHungríaAustria (BRUA) en 2020. El proyecto no tardó en estancarse porque nadie se comprometía a comprar el suministro si no se confirmaba la producción de gas aguas arriba, mientras que los promotores no podían avanzar si no se garantizaba el uso aguas abajo. En consecuencia, los promotores cancelaron el proyecto de 430 millones de euros (472 millones de dólares) tras completar sólo su primera sección. En EE.UU., Duke Energy ha cancelado desde 2013 proyectos de oleoductos por valor de 11.600 millones de dólares en diversas fases de desarrollo debido al aumento de los costes, las demandas medioambientales y la disminución de los beneficios previstos.

Pero el ejemplo reciente más destacado de un gasoducto abandonado podría ser el sabotaje de los gasoductos Nord Stream en 2022. Estos cuatro gasoductos de gas natural discurren bajo el mar Báltico y unen Rusia con Alemania. El proyecto, de 16.900 millones de euros, fue cofinanciado por empresas de Rusia, Alemania, Francia, Países Bajos y Australia. Las dos tuberías que constituyen Nord Stream 1 entraron en funcionamiento en 2011, pero Rusia cortó el suministro de gas en 2022 tras su invasión de Ucrania. Un nuevo par de tuberías, llamado Nord Stream 2, se completó en 2021, pero nunca entró en funcionamiento. Las dudas sobre el futuro del Nord Stream se agravaron cuando una serie de explosiones provocadas por el hombre rompieron tres de los cuatro gasoductos. En marzo de 2023, Nordstream ya estaba paralizado.

Las fluctuaciones del precio del GNL influyen decisivamente en la rentabilidad de la producción de electricidad a partir de gas

Cuando un gasoducto no puede entrar en servicio como se esperaba, se elimina un suministro de gas asequible y fiable, lo que a su vez hace que los ingresos potenciales de los proyectos de energía de gas sean aún más vulnerables a las fluctuaciones del mercado.

El auge de las energías renovables reduce la demanda

La cuota de mercado de las centrales de gas se ha ido reduciendo con el avance de las tecnologías de energías renovables y las políticas que dan prioridad a la conexión de las renovables a la red. Según los grupos de reflexión sobre energía Ember e IEEFA, en 2022 la energía eólica y solar generada en la UE superó por primera vez a la procedente del gas natural, y la diferencia es cada vez mayor.

Los generadores de electricidad a gas se aferran a su condición de «energía de transición» como última esperanza. Mientras tanto, sin embargo, los picos de demanda de energía se están reduciendo gracias al notable desarrollo de los recursos energéticos distribuidos (DER) -fuentes de generación de energía más pequeñas, del lado del consumidor-, como los sistemas solares en los tejados y el almacenamiento en baterías. En los escenarios estudiados por IEEFA, la energía solar en los tejados y el almacenamiento en baterías con comercio de baterías podrían reducir la demanda máxima de electricidad en el mercado de 4 a 8 de la tarde entre un 67% y un 92%.

Los hogares australianos ya han gastado unos 25.000 millones de dólares australianos (16.300 millones de dólares) en DER, y es probable que esa cifra se multiplique al menos por seis en la próxima década. En Francia, el mercado de la flexibilidad de la demanda (la parte de la demanda de electricidad que puede aumentarse o reducirse) era de aproximadamente 2,4 gigavatios en 2022, y se espera que crezca un 12% en 2023. Con el desarrollo de las tecnologías de respuesta a la demanda y de almacenamiento de energía, la curva de demanda máxima de electricidad se aplanará, y la demanda de fuentes de energía de transición, como el gas, disminuirá.

Un trabajador camina entre los paneles solares antes de la inauguración oficial de la planta solar sobre cubierta de 12 megavatios situada en el tejado de un centro logístico alemán. Según los operadores, la planta es la mayor instalación sobre tejado de Alemania. (Imagen: Bernd Thissen / Alamy)

Además, las centrales eléctricas de combustibles fósiles han sido criticadas por las enormes sumas que cobran cuando regulan los picos de demanda, incluso teniendo en cuenta circunstancias excepcionales en las que la energía renovable no consigue satisfacer el pico de demanda. En marzo de este año, por ejemplo, The Guardian informó de que la central de gas de Coryton, en Essex (Reino Unido), había aceptado ofertas para producir energía a 1,95 libras por kilovatio-hora, muy por encima de la media, que oscila entre 0,2 y 0,4 libras. Esta tarifa desorbitada desató el furor, incluso después de contabilizar la adaptación de los consumidores británicos al encarecimiento de la electricidad desde la invasión rusa de Ucrania. Meses más tarde, Ofgem, el regulador británico de los mercados del gas y la electricidad, anunció nuevas normas para impedir que los generadores de respaldo obtengan beneficios excesivos.

Limpia», pero no baja en carbono

Las políticas climáticas y los compromisos de transición hacia una economía con bajas emisiones de carbono de varios países han limitado sin duda la evolución de la industria de los combustibles fósiles. Puede que el gas natural sea una energía «limpia» para algunos, pero cada vez más no se puede pasar por alto el impacto de las políticas sobre emisiones de gases de efecto invernadero en la industria. De hecho, organismos como el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente rechazan la idea del gas natural como primera opción para hacer frente al cambio climático. Al mismo tiempo, muchas organizaciones gubernamentales y financieras están estudiando nuevas políticas y hojas de ruta de transición para gestionar la expansión del sector del gas.

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Las centrales eléctricas de gas emiten un 50% menos de CO2 que las de carbón, pero las limitaciones tecnológicas para controlar las emisiones y fugas de metano hacen que durante mucho tiempo se hayan subestimado las emisiones totales de metano del gas natural durante su ciclo de vida. Como gas de efecto invernadero, el metano tiene una potencia 80 veces superior a la del CO2 en los primeros 20 años desde que llega a la atmósfera. Tener en cuenta las fugas de metano como parte de un análisis de emisiones del ciclo de vida echa por tierra cualquier idea de que el gas natural sea una fuente de energía «limpia». Según un estudio publicado este año en la revista Environmental Research, incluso con una tasa de fuga de metano de sólo el 0,2%, las emisiones de carbono del carbón y del gas son prácticamente las mismas en un periodo de 20 años. Y si se tienen en cuenta las diferentes tasas de fuga, es probable que las emisiones totales de gases de efecto invernadero del gas natural durante su ciclo de vida superen a las del carbón.

Una mina de metano en lecho de carbón en la provincia china de Shanxi, donde las emisiones de metano de las minas de carbón equivalen aproximadamente a las del resto del mundo juntas (Imagen: Wang Feihang / Alamy)

La tecnología de recogida de datos sobre emisiones de metano ha evolucionado en los últimos años. La vigilancia exhaustiva por satélite permite ahora examinar más de cerca los proyectos de gas existentes en busca de fugas de metano. La UE y EE.UU. han empezado a establecer límites más estrictos para las emisiones de metano. Aunque es improbable que la detección de emisiones excesivas obligue a cerrar todas las centrales de gas, la adaptación de las emisiones en función del cumplimiento de las normas aumentaría los costes de explotación, lo que debilitaría aún más su competitividad frente a otras fuentes de energía. Mientras tanto, los nuevos proyectos propuestos tendrán que asumir cada vez más responsabilidades medioambientales adicionales antes de poder ser aprobados. En Sudáfrica, por ejemplo, las emisiones de metano -y su impacto perjudicial en la comunidad- se han convertido en un argumento central en varias impugnaciones legales de proyectos de gas natural propuestos. Cabe esperar que estos proyectos se enfrenten a más limitaciones a medida que se intensifique la crisis climática y se endurezca el régimen regulador de las emisiones de carbono.

El progreso de los proyectos de gas, que suelen depender de empresas transnacionales para su inversión y explotación, también puede verse obstaculizado de forma significativa por la oposición local.

El proyecto de GNL del conglomerado francés TotalEnergies en Mozambique es el primer proyecto terrestre de este tipo en el país, pero la consiguiente «fiebre del gas» en la provincia de Cabo Delgado ha provocado la resistencia de la sociedad civil. La campaña «¡Di no al gas! en Mozambique», formada por una alianza de ONG nacionales e internacionales, sostiene que las emisiones de gases de efecto invernadero y la actividad extractiva asociadas al proyecto tendrán un impacto devastador e irreversible en el medio ambiente circundante, tanto en tierra como en el mar. En concreto, les preocupan las especies en peligro crítico y los ecosistemas únicos del archipiélago de las Quirimbas, reserva de la biosfera de la UNESCO, así como la posibilidad de que la contaminación del suelo y el agua derivada del proyecto perjudique la salud de los residentes locales. En medio de la paralización de las actividades debido a la actividad de los insurgentes militantes, los grupos ecologistas han estado presionando a bancos y financieros para que dejen de financiar el proyecto.

Puede que el gas natural sea una energía «limpia» para algunos, pero cada vez más no se puede pasar por alto el impacto de las políticas sobre emisiones de gases de efecto invernadero en la industria

Como han demostrado muchos proyectos de gas natural, términos como «combustible de transición» y «energía limpia» no son más que eslóganes de relaciones públicas para las empresas de gas que se enfrentan a unas perspectivas en declive. Los proyectos de gas natural pueden parecer oportunidades de inversión muy atractivas, pero a menudo se plantean toda una serie de problemas. La repercusión de los factores geopolíticos y la fluctuación de los tipos de cambio en los precios del gas y la estabilidad del suministro, junto con el apetito general por una transición con bajas emisiones de carbono que implique normativas sobre el clima y el desarrollo de energías renovables, pueden socavar la rentabilidad de los proyectos de gas individuales hasta el punto de que pueden ser archivados o cancelados. Dado el catálogo de proyectos fallidos hasta la fecha, y los riesgos previsibles de tales inversiones, es necesario contemplarlas desde una perspectiva a largo plazo para evitar graves pérdidas potenciales.

Nota: El artículo fue publicado originalmente en inglés en China Dialogue. La reproducción del mismo en español se realiza con la debida autorización. Link al artículo original:https://chinadialogue.net/en/energy/why-do-natural-gas-investments-so-often-fail/

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Es observador del sector energético.

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