BEIJING – Más de 200 instituciones financieras de todo el mundo cuentan ya con políticas de abandono del carbón, que consisten en dejar de financiar nuevos proyectos de carbón y desprenderse gradualmente de los existentes. El gas natural, por el contrario, es presentado por algunos como una alternativa más limpia al carbón y un “combustible puente” para la transición mundial hacia una economía baja en carbono. Pero este planteamiento es controvertido, y los proyectos de gas se enfrentan hoy a una serie de desafíos, como hacer frente a sus emisiones de metano.
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 apostado por 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 50 % más de financiación en 2022 que en 2021.
Sin embargo, muchos proyectos de gas de gran repercusión también han fracasado. Hay que tenerlos en cuenta, sobre todo por las características que tienen en común. Según un informe de 2021 de la oenegé Global Witness, la Unión Europea (UE) ha gastado casi 440 millones de euros (482 millones de dólares) en proyectos de infraestructuras de gas que han fracasado o pueden fracasar.
Y no solo sucede en 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.
Rentabilidades esperadas poco realistas
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 costo de generar electricidad a partir de gas suele ser dos o tres veces superior al del carbón: los costos de transporte y distribución son elevados y el combustible suele representar hasta 85 % del costo de la electricidad generada con gas.
Las fluctuaciones del precio del GNL influyen decisivamente en la rentabilidad de la producción eléctrica. 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 respaldadas por China en Myanmar interrumpieron sus operaciones, según informó 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. Las razones eran el aumento del precio del gas en los mercados internacionales, la depreciación del kyat de Myanmar 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 eléctrica alimentados con gas en Myanmar, dejando varada 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 plantas 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 para reducir su dependencia del suministro ruso, según un análisis del think tank 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 dólares/MMBtu (millones de unidades térmicas británicas), frente a los 1,96 dólares MMBtu de 2016.
Gasoductos estancados
A diferencia del carbón, las centrales de gas suelen requerir inversiones para construir terminales y gasoductos de GNL, con el fin de garantizar un suministro estable. En algunos casos, los proyectos de gasoductos se cancelan o suspenden indefinidamente por cuestiones de costos, así como por problemas medioambientales, sociales y políticos.
Esto ha ocurrido muchas veces en la UE, sobre todo en el caso del gasoducto Bulgaria-Rumanía-Hungría-Austria (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 Estados Unidos, Duke Energy ha cancelado desde 2013 proyectos de gasoductos por el valor de 11 600 millones de dólares en diversas fases de desarrollo debido al aumento de los costos, las demandas medioambientales y la disminución de los beneficios previstos.
Pero el ejemplo reciente más destacado de un gasoducto inutilizado es el sabotaje de los gasoductos Nord Stream en 2022.
Estos cuatro gasoductos de gas natural discurren bajo el mar Báltico uniendo 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 la acción humana rompieron tres de los cuatro gasoductos. En marzo de 2023, Nord Stream ya estaba paralizado.
Cuando un gasoducto no puede entrar en servicio como se espera, 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.
Menos demanda de gas por el auge de las renovables
La cuota de mercado de la electricidad generada con gas se ha ido reduciendo con los avances en la tecnología de las energías renovables, junto con políticas que dan prioridad a las conexiones a la red para las energías limpias. Según los think tanks 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 han aferrado a la teórica condición de “energía de transición” de este combustible como una 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 techos y el almacenamiento en baterías.
En los escenarios estudiados por Ieefa, la energía solar en techos y el almacenamiento en baterías podrían reducir la demanda máxima de electricidad entre 67 % y 92 % en el pico de consumo.
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 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 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.
Además, las centrales eléctricas de combustibles fósiles han sido criticadas por las enormes sumas que cobran cuando regulan la demanda máxima, incluso teniendo en cuenta circunstancias excepcionales en las que la energía renovable no consigue satisfacer la demanda máxima.
En marzo de 2023, 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 (2,48 dólares) el kilovatio hora, muy por encima de la media, que oscila entre 0,2 y 0,4 libras.
Esta tarifa desorbitada desató furor, incluso después de contabilizar la adaptación de los consumidores británicos a costos de electricidad más elevados desde la invasión rusa a 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 obtuvieran beneficios excesivos.
‘Limpio’, pero no bajo 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. El gas natural puede ser 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 Medioambiente 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.
Las centrales eléctricas de gas emiten 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 en el análisis del ciclo de vida de las emisiones acaba con cualquier idea de que el gas natural sea una fuente de energía “limpia”. Según un estudio publicado el año pasado en la revista Environmental Research, incluso con una tasa de fuga de metano de solo 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.
La tecnología de recogida de datos sobre emisiones de metano ha evolucionado en los últimos años. El monitoreo por satélite permite ahora examinar más de cerca los proyectos de gas existentes en busca de fugas de metano.
La UE y Estados Unidos 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 costos 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 las comunidades- 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 avance 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 Total Energies 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 “Say No to Gas! in Mozambique” (Di no al gas en Mozambique), formada por una alianza de oenegés 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 medioambiente circundante, tanto en tierra como en el mar.
En concreto, 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 financieras para que dejen de financiar el proyecto.
Como han demostrado muchos proyectos de gas natural, términos como “combustible de transición” y “energía limpia” no son más que slogans de relaciones públicas para las empresas de gas que se enfrentan a perspectivas en declive.
Los proyectos de gas natural pueden parecer oportunidades de inversión muy atractivas, pero suelen venir acompañados de una serie de problemas; el impacto de los factores geopolíticos y las fluctuaciones 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.
Este artículo se publicó originalmente en Diálogo Chino.
RV: EG
