Wood Mackenzie ha desarrollado un escenario de transición energética acelerada- 2 (Acelerated Energy Transition, AET-2), que considera cómo el mundo puede limitar el calentamiento global por debajo de 2 ˚C para 2050.
Si bien el camino hacia el logro del objetivo sigue siendo incierto, este escenario posible destaca que la demanda de gas podría estar en riesgo, cómo podría verse afectada la producción y dónde aún podría producirse el crecimiento, así como la situación del Henry Hub en un mundo AET-2.
Europa, China, Japón y Corea del Sur se han comprometido a lograr cero emisiones netas para 2050 o 2060. Por su parte, Estados Unidos podría estar buscando recuperar un papel de liderazgo en la lucha contra el cambio climático bajo la administración de Joe Biden.
A pesar de la agitación de 2020, los actores clave de la industria se han mantenido enfocados en sus objetivos de transición energética y, en algunos casos, se han fijado objetivos aún más ambiciosos.
Los riesgos en aumento
La huella de carbono relativamente baja del gas significa que se encuentra entre los más resiliente de todos los combustibles fósiles en un escenario de descarbonización acelerada como el escenario 2 de transición energética acelerada de Wood Mackenzie (AET-2), que considera una posible vía para limitar el calentamiento global a menos de 2 ° C para 2050.
En un mundo bajo la perspectiva del AET-2, la demanda mundial de gas alcanzaría su punto máximo a mediados de 2020 debido a la presión de las energías renovables y el almacenamiento de energía, las mejoras de eficiencia y las nuevas tecnologías.
El hidrógeno verde cambiará las reglas del juego a largo plazo. Se utilizará cada vez más como fuente de energía en los sectores del transporte, la calefacción, la industria y la energía, alcanzando el 10% de la demanda total de energía primaria para 2050.
En el caso base de WoodMac, que es consistente con un aumento de 3 °C en la temperatura, la demanda de gas crece un 1.5% en los próximos 20 años. Asia será un nicho para el crecimiento del gas a mediano plazo
El gas natural sigue desempeñando un papel clave en la reducción de las emisiones de carbono en aquellas regiones donde el carbón aún domina, particularmente en Asia, donde la proporción de carbón supera el 40%.
Como resultado, la región será el motor para el crecimiento y representará una cuarta parte de la demanda mundial de gas para 2040 bajo el AET-2.
Sin embargo, a largo plazo, los niveles incrementales de reducción de carbono requerirán un menor uso de gas natural, y la demanda asiática disminuirá después de 2030.
La resiliencia de la demanda asiática de GNL
La demanda asiática de GNL será más resiliente que sus necesidades de gas natural, respaldada por una caída en la producción nacional y las limitadas importaciones por tuberías.
En China, el desarrollo de la desafiante exploración de gas de esquisto se ralentizará. Incluso algunos de los proyectos convencionales no se materializarán a medida que se intensifique la competencia.
La disminución de la producción nacional en India se acelerará a principios de la década de 2030, impulsada por la falta de esfuerzos de exploración. Y en Indonesia, los precios reprimidos desalentarán a los operadores de la exploración geológicamente desafiante.
Las importaciones por tuberías a China también serán limitadas. El caso de inversión para activos a gran escala y de alto costo que ofrecen una flexibilidad limitada, como nuevos oleoductos internacionales, será cuestionado. El GNL barato ejercerá presión sobre la expansión de las costosas importaciones de Asia Central.
La menor oferta nacional y las importaciones de gasoductos significarán que la demanda asiática de GNL será más resistente que la demanda de gas; la disminución comenzará solo a partir de 2035.
Europa seguirá dependiendo del gas importado
La producción nacional europea continuará su declive a medida que maduren los campos. Algunos de los proyectos de mayor costo tendrán dificultades para generar valor y no se materializarán.
Europa dependerá en gran medida de las importaciones, principalmente de GNL y gas procedente de Rusia.
Como una de las fuentes de suministro más baratas, Rusia estará posicionada para tomar una participación dominante en el mercado europeo. Sin embargo, la política de competencia y los esfuerzos de diversificación de la región probablemente limitarán la participación del mercado ruso a menos del 40%.
La menor producción nacional y las limitadas importaciones rusas proporcionarán margen para las importaciones de GNL en Europa, a pesar de una demanda de gas sustancialmente menor.
La transición energética en EE. UU.
Este fenómeno ocasionará en Estados Unidos que se desplace la curva de costos de suministro. La demanda de gas de América del Norte habría ya alcanzado su punto máximo a mediados de 2020 en el escenario AET-2.
El Henry Hub encontrará algo de apoyo en el mediano plazo: una menor producción de shale oil debido a los bajos precios del petróleo significará que se requerirá gas seco más caro y, como resultado, la curva de oferta interna se desplazará hacia la izquierda.
Sin embargo, la reducción a largo plazo de la demanda de gas ejercerá presión sobre el marcador Henry Hub, lo que respaldará la competitividad de las exportaciones estadounidenses en el mercado mundial.
Disminución de la demanda y nuevos proyectos de GNL
Seguirán siendo necesario el desarrollo de nuevos proyectos de GNL, sin embargo, el espacio se limitará a solo 145 billones de pies cúbicos por año (bcma) en 2040, en comparación con 450 bcma del caso base.
Todavía se necesitarán nuevos proyectos para 2030. Los proveedores de GNL de bajo costo Rusia y Qatar serán los pioneros para llenar este vacío, y los bajos precios de Henry Hub ayudarán a la competitividad del GNL estadounidense.
Pero la viabilidad a largo plazo de las nuevas inversiones será cuestionable a medida que Qatar y Rusia amplíen aún más su presencia de GNL y la demanda comience a disminuir después de 2035.
Es posible que se requiera la subutilización de GNL de EE. UU. para equilibrar el mercado a largo plazo, de manera similar a lo ocurrido en 2020. Grandes recursos permanecerán varados
En un mundo AET-2, el modelo global de gas muestra que los precios spot (al contado) en Asia nunca se recuperan por encima de US$ 7 / MMbtu, mientras que los precios europeos permanecen por debajo de US$ 5 / MMbtu durante la mayor parte de las perspectivas.
En comparación con el caso base de WoodMac, ese escenario dejaría varados alrededor de 12 billones de metros cúbicos de recursos de gas descubiertos, más de tres veces la cantidad de gas producido a nivel mundial en 2020.
La mayor parte de esto se produciría en los EE. UU., Rusia y el Medio Oriente, no solo debido a la disminución de las oportunidades de exportación de sus vastos recursos de gas, sino también debido a la menor demanda interna de gas en esas regiones.
Muchos proyectos en etapa previa a la decisión final de inversión (FID) no se materializarán. Los desarrolladores se enfrentarán a decisiones difíciles y los actores de la industria deberán hacer mucho más para descarbonizar el gas natural y contribuir a lograr sistemas de energía neutrales en carbono.