01. Juan Carlos Munoz Garci´a - CICCP
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El gas natural. Una aproximación de mercado Juan Carlos Muñoz García DESCRIPTORES MERCADOS DE GAS GAS NATURAL LICUADO LICUEFACCIÓN REGASIFICACIÓN METANEROS CICLOS COMBINADOS Introducción ¿Es el gas natural realmente la energía del siglo XXI? ¿Puede ser considerada como energía de transición entre una era del petróleo y una nueva era que podría pilotar sobre las energías renovables o limpias y la posible fusión nuclear? El fuerte crecimiento en la segunda mitad del siglo XX, y, en especial, la intensificación en su uso y el desarrollo de los mercados de intercambio en el último decenio apuntan a respuestas positivas a estas preguntas. La crisis económica internacional iniciada en 2007 y que se mantiene en la actualidad (con diferente intensidad, dependiendo de los países y las áreas económicas) tiene una traducción básica, en el sector energético, en una reducción de la demanda integrada. Este comportamiento se ha producido de forma clara en el mercado del gas natural a nivel internacional e, igualmente, en España, y significa un punto de inflexión (quizás también de retraso) en la senda creciente del conjunto de la actividad de los últimos años. Es, en cualquier caso, por sus características, una fuente de energía que va a ser decisiva en este siglo, como transición, pero con un carácter de permanencia en un porcentaje significativo en el cóctel energético internacional. Entre los diferentes factores de este último impulso alcista, podríamos destacar, desde el lado de la demanda, el crecimiento de nuevos mercados, en especial el de los países emergentes (productores o no, con o sin reservas probadas de gas), si bien con una velocidad de crecimiento menor que la del consumo de petróleo, debido a la necesidad de creación de infraestructuras para su utilización. Así mismo, economías más en desarrollo, pero que, debido a un despegue en la producción en los últimos años, han creado mercados locales en fuerte crecimiento, que aprovechan la disponibilidad energética a precios muy competitivos y que puede constituir un eje principal de desarrollo económico a medio plazo. 4 I.T. N.º 90. 2010 Por otro lado, también se ha producido una intensificación en el consumo de algunos mercados tradicionales por un aumento de la demanda ligada a su actividad económica (India) o por el desarrollo de nuevas aplicaciones, como la generación eléctrica mediante ciclos combinados de gas, que ha permitido a España multiplicar por dos su demanda de gas natural en los últimos diez años. Desde el punto vista de la oferta es reseñable la aparición de nuevos productores, la evolución de las reservas probadas ligadas a intensificación en la fase de exploración y producción, y, como elemento fundamental, el incremento y desarrollo del gas natural licuado (GNL), que ha permitido constituir un mercado mucho más liquido y profundo del gas natural en el mundo, con una evolución paulatina de los mercados locales cerrados y con una orientación de origen con destino hacia un mercado abierto de intercambio internacional, lo que permeabiliza los mercados locales (productor, consumidor o mixto) y crea los principios de un mercado claramente global y, por consiguiente, bajo la dinámica de precios que rige, por ejemplo, en el mercado del petróleo, en el de las commodities minerales o en el de las alimentarias. Estos desarrollos, siempre marcados por fuertes inversiones en los diferentes eslabones de la cadena del gas, consolidan esta energía como alternativa imprescindible hacia una nueva era energética. La tensión entre oferta y demanda ha marcado en este último decenio una fuerte volatilidad en los precios y un inicio de su globalización. Los catalizadores de este proceso son el GNL y el fuerte desarrollo de proyectos, en especial de esta tecnología, que permite que el gas viaje hacia los destinos más interesantes desde una perspectiva de rentabilidad y equilibrios geopolíticos. La caída de la demanda internacional producida en los últimos tres años está generando una reconsideración de los parámetros de crecimiento. Por un lado, se han ralentizado pro- yectos de inversión, tanto de transporte por gasoducto como de plantas de licuefacción/regasificación, y, por otro, una consolidación (no solo contable) de las reservas por países/empresas que permita desarrollar con cobertura proyectos futuros. Además, se han moderado los precios y, en algunos casos (no siempre en los contratos a largo plazo), se ha producido una separación de la indexación más o menos directa del precio del petróleo (decoupling). Si esta tendencia se acentúa y se crea una estructura de formación de precios gas to gas, se podrían acelerar los movimientos de asociación entre países productores (OPEP del gas) y, por otro lado, una concentración regional de la demanda como un fenómeno reactivo de reequilibrio de fuerzas, con protecciones frente al precio y como garantía de suministro –en especial, en el mercado europeo mediterráneo–. Es muy importante reseñar el papel protagonista, por una parte, y complementario, por otra, del gas natural en un desarrollo sostenible de nuestro planeta, reflexión general en la que se centra nuestro debate económico-energético en el momento actual; como protagonista debido a que, a pesar de ser un combustible fósil, se encuentra en un estadio superior de pureza energética, lo que hace que su nivel de emisiones de CO2 sea muy inferior a otros (carbón, petróleo), en sus principales utilizaciones; como complementario en la dimensión de energía de apoyo en muchas energías alternativas o renovables que permita su utilización con suficiente garantía de suministro. Es, por tanto, unido a los nuevos retos de utilización (gas natural en vehículos, producción de hidrógeno - pilas de combustible), un sector en fuerte crecimiento a medio plazo, a pesar del momento ya mencionado de reflexión sobre cómo continuar un crecimiento armónico. Vamos a realizar un cierto análisis del mercado español e internacional desde esta perspectiva de mercados y su funcionamiento (dinámica oferta-demanda), más allá del análisis de tecnologías, técnicas e infraestructuras, sin duda de primordial importancia en este sector, pero probablemente más desarrollado dentro del ámbito de la ingeniería. Acerca del nivel de las reservas actuales, es de destacar también el hecho de que, a pesar de que la extracción ha venido incrementándose fuertemente en las últimas dos décadas, estas no han dejado de aumentar de forma notable en el mismo periodo, fruto del elevado nivel de inversión que, no solo en la actividad de prospección sino en toda la cadena de producción y transporte, ha experimentado el sector del gas natural. El incremento en el volumen de reservas probadas en los últimos años ha sido tan notable que, en la actualidad, prácticamente alcanzan, en equivalente energético, a las de crudo. Si bien es de advertir que también es consecuencia de que estas, históricamente superiores, en la última década han venido experimentando un estancamiento creciente, consecuencia directa de la cada vez mayor dificultad en la prospección petrolífera para alcanzar resultados positivos a nivel de tasa de reposición. De hecho, la posibilidad, sugerida por cada vez más expertos, de que los niveles de extracción de crudo estén alcanzando –o hayan alcanzado– el máximo sostenible a corto plazo (fenómeno conocido como peak-oil), unida al menor nivel de llenado relativo de los yacimientos de gas por su más reciente explotación a gran escala, es uno de los factores principales que influirán, sin duda, en el papel que está llamado a desempeñar el gas natural como recurso energético mundial de primerísimo orden. Las llamadas fuentes de gas no convencional van a representar un papel trascendente, en especial en algunas zonas del mundo. Las reservas de los principales tipos de gas no convencional, que pueden considerarse como el shale gas (depósitos de esquistos con contenido en gas natural), el coalbed methane (en general, betas subterráneas de carbón que pueden contener gas) y el tight-sand gas (gas atrapado en formaciones subterráneas de roca excepcionalmente impermeables y duras, o en arenisca o caliza no porosas), ascienden a 921.500 bcm, de los cuales casi un 60% se concentran en América del Norte, Asia Central y China, y Europa Central y del Este. El gas natural como recurso energético mundial Reservas A finales de 2008, las reservas probadas de gas natural, en todo el mundo, ascendían a 185.020 bcm (miles de millones de metros cúbicos), con una gran concentración geográfica. Es inmediato apreciar, al igual que en el caso de las reservas petrolíferas, el enorme peso de la cuenca de yacimientos del Oriente Medio (y, en algo menor medida, la siberiana) frente al total de existencias. Las consideraciones estratégicas acerca de la disponibilidad de recursos en el caso del gas natural resultan incluso de mayor importancia si son medidas en términos políticos y no geológicos. Solo tres países (la Federación Rusa, Irán y Qatar) acaparan más de la mitad de las reservas mundiales. Es innegable que, salvo que se produzcan sorprendentes resultados en las prospecciones en curso en otras áreas, el gas natural está llamado a representar un importantísimo papel en la escena internacional como palanca político-económica en los años venideros. Fig. 1. Porcentaje del total de reservas probadas de gas natural por países, año 2008. Fuente: Unión Fenosa Gas. I.T. N.º 90. 2010 5 Fig. 2. Evolución histórica de las reservas probadas mundiales de gas natural (cantidades en bcm). Fuente: Unión Fenosa Gas. La capacidad de extracción y el abaratamiento de sus costes, por curva de aprendizaje y mejoras tecnológicas, tendrán gran repercusión en el mercado en los próximos dos decenios. Producción La producción mundial de gas natural alcanzó en 2008 la cifra de 3.065 bcm, que representan, como orden de magnitud, cerca de cien veces el consumo anual de España. Un importante aspecto que destacar es la diversificación en los orígenes y formas (fase gas de producción y puesta en el mercado –gas natural o GNL–), que remarca los sólidos fundamentos de crecimiento de esta energía para los próximos años. Otra conclusión evidente de un análisis de estas cifras es que los yacimientos europeos y, sobre todo, los norteamericanos están siendo explotados a un ritmo muy superior al de los campos de Oriente Medio. Es llamativo que Canadá y Noruega figuren entre los cinco primeros productores del mundo, con una cuota total casi del 9%, cuando sus reservas conjuntas no superan el 2,5% de las globales. Es de destacar, igualmente, el fuerte incremento experimentado, en general, en la producción mundial de gas natural durante la última década. Podemos observar que en este periodo el crecimiento acumulado ha alcanzado el 35%; como elemento de comparación, en el mismo plazo, el de la producción de crudo ha sido de un 10,8%. Igualmente, la ratio de reservas/producción para el gas natural alcanzaría así el valor de 60,4 años frente a los 42,4 correspondientes al caso del petróleo calculado en la misma fecha. Sobre los datos de ratios anteriores es también interesante para su valoración resaltar dos apreciaciones importantes. En primer lugar, los desequilibrios locales en la relación entre reservas y producción, conforme avanzábamos anteriormente, conducen a una enorme dispersión del dato calculado a nivel regional o nacional, que oscila entre los menos de 11 años para América del Norte (9,3 en el caso de Canadá) y los 200 para Oriente Medio, con el caso extremo de Qatar, donde alcanzaría los 332 años. Si en el futuro no apa6 I.T. N.º 90. 2010 recen considerables reservas en otras zonas del globo, es evidente que el peso político-económico de países con esta concentración tan elevada de un recurso energético tan estratégico va a ir en aumento. En segundo lugar, y como hemos analizado, tanto los frutos de la inversión en prospección, en forma de reservas probadas, como los niveles de producción en extracción han venido experimentando fuertes incrementos en los últimos años. De la evolución futura de cada uno de ellos dependerá el sesgo alcista o decreciente que pueda adquirir la evolución de la ratio. No obstante, la aparente lejanía, a la fecha, de un eventual peak-gas, conforme parece desprenderse de la tipología de la curva de evolución de reservas, no hace aventurado asegurar que el gas natural mantendrá su papel de recurso energético global, con carácter estratégico creciente, hasta bien entrado el siglo XXII. Finalmente, es muy importante considerar (como se ha señalado en las reservas mundiales de gas) el desarrollo, en especial en Estados Unidos, de la producción de shale gas, que, debido a los precios competitivos de producción (podemos ver las diferencias de coste relativo frente a la extracción de petróleo de arenas bituminosas), influirá igualmente en la dinámica de los mercados y los tránsitos del gas en el mundo. Podemos reseñar en este sentido el reequilibrio producido en Estados Unidos por la producción de shale gas, que, según un reciente estudio de CERA (2009), ha crecido un 14%, alcanzando para Estados Unidos y Canadá un total de más de 700 bcm en 2009. Frente a ello, el descenso de producción de los grandes yacimientos tradicionales de estas mismas zonas ha provocado que las previsiones de fuerte importación previstas para este mercado en los últimos años no se produzcan, con el consiguiente efecto en los precios de entrada (Henry Hub quotations), pudiendo llegar a eliminar la necesidad de importar GNL en América del Norte, lo que provocaría grandes cambios en los flujos previstos de GNL y afectaría el desarrollo de proyectos, en especial de plantas de regasificación planificadas en esta zona. Consumo Acerca de la distribución de los consumos, que ha alcanzado en 2008 un total de 3.019 bcm, como sería intuitivo prever, los países que aparecen como mayores consumidores pertenecen principalmente al entorno occidental de naciones desarrolladas e industrializadas, con las dos notables excepciones que representan la Federación Rusa e Irán, que aparecen también en los primeros puestos del ranking de consumos, además de en los correspondientes a reservas y a producción. Muy llamativo es el caso de este último, que, a pesar de contar con las segundas mayores reservas y ser el cuarto productor mundial, es un importador neto de gas natural. Puede apreciarse también, comparando los datos con los correspondientes a los de producción, que el mercado del gas natural, a largo plazo, tenderá a ser un mercado dominado por la oferta, ya que la demanda está menos concentrada, con alrededor de un 25% de los consumos mundiales repartidos Fig. 3. Planta de licuefacción de Damietta (Egipto). Fuente: Unión Fenosa Gas. adicionalmente entre una decena de países con cuotas individuales en torno al 2 ó 3 % (Japón, China, Alemania, etc.), circunstancia que no tiene equivalente en la producción. Puede ser destacable en este sentido, dentro de las zonas emergentes, tanto el crecimiento del consumo en India, que podría compensarse en un futuro próximo con la producción local en los campos de Krishna Godavari Basin D-6 (KG-D6), como el desarrollo en estos años de plantas de regasificación en Chile Brasil y Argentina, que podría jugar un papel complementario a la distribución por gasoducto en América del Sur y promover un impulso de la demanda en esta zona. El mercado mundial del GNL Vamos a analizar de forma sucinta la cadena del gas asociada al GNL, que ha representado, como se ha mencionado, un cambio de calado en los últimos años y que va a seguir manteniendo un papel de protagonismo, con mayor o menor velocidad en función del crecimiento global de la demanda y la continuación en la reducción de costes, en la globalización del precio y la garantía de suministro. Fig. 4. Distribución de la producción de gas natural por países, año 2008. Fuente: Unión Fenosa Gas. La cadena del gas En la actualidad, desde el yacimiento al punto de consumo, para el transporte del gas natural solo existen dos alternativas viables a gran escala: • Enteramente por canalización, recurriendo a gasoductos (el término se reserva para este caso) cuando se trata de distancias considerables. Fig. 5. Consumo de gas natural por países, año 2009. Fuente: Unión Fenosa Gas. I.T. N.º 90. 2010 7 mente, por tanto, las infraestructuras correspondientes fueron desarrolladas de forma intensiva solo por países donde circunstancias geopolíticas (insularidad, etc.; el caso paradigmático es Japón) hacían inviable el transporte por gasoducto, o donde las distancias a las fuentes de suministro hacían inviable el tendido de gasoductos (profundidades marinas). El transporte de GNL ha demostrado en la práctica, no obstante, compensar con creces sus inconvenientes intrínsecos mediante su oferta de flexibilidad de operación. El transporte por gasoducto, a pesar de su mayor sencillez comparativa y sus menores costes, presenta frente a él varios inconvenientes importantes: • La vulnerabilidad de las instalaciones por su gran extensión. • La ocupación permanente de terreno, casi nunca perteneciente a un solo Estado y con disponibilidad a veces sujeta a avatares sociopolíticos. • Punto de destino fijo. Aunque este último handicap ha tendido a solventarse parcialmente con la construcción de estaciones de interconexión internacionales (Zeebrugge, en Bélgica, para el mercado centroeuropeo; Henry Hub, en EEUU) donde confluyen varios gasoductos y es posible realizar cierta maniobra en los destinos, no es en absoluto comparable con la facultad de un buque de desplazarse a cualquier puerto de descarga del mundo que cuente con planta de regasificación. • Utilizando, para el desplazamiento punto a punto en la parte del trayecto correspondiente al transporte a larga distancia, cuando puede realizarse por vía marítima, el gas natural en fase líquida (GNL) cargado en buques especiales. Las fases correspondientes a esta segunda opción, proceso conocido como cadena del gas, podrían concretarse en: • Desde el yacimiento, el gas natural se conduce por gasoducto hasta la planta de licuefacción, en la costa. • En la planta de licuefacción se transforma en fase líquida mediante un proceso industrial tecnológicamente complejo que implica su refrigeración a -163 ºC. • El gas natural licuado se almacena temporalmente en tanques criogénicos de gran capacidad (típicamente, del orden de 150.000 m3) a la espera del embarque. • El transporte se realiza mediante barcos especiales (metaneros) que almacenan el GNL en depósitos térmicamente aislados para mantener la temperatura. • En el puerto de llegada, el GNL se bombea a tanques de almacenamiento en fase líquida. • Desde los tanques de almacenamiento en destino se bombea, según las necesidades de consumo, a una planta de regasificación. • En la planta de regasificación, el GNL recupera el estado de fase gaseosa. El proceso industrial es mucho más sencillo que en el caso de la licuefacción, ya que, básicamente, consiste en aumentar la temperatura del gas licuado. • Una vez gasificado, el gas natural pasa a la red de distribución hasta llegar al usuario final. Como puede apreciarse, el transporte mediante GNL es un proceso sustancialmente más complejo y con mayores costes de operación que el transporte por gasoducto. Inicial- Infraestructura mundial El conjunto de plantas de licuefacción y regasificación repartidas por todo el planeta y la flota total de buques metaneros existente conforman así la infraestructura mundial para el transporte de GNL. Tabla 1 Plantas de licuefacción con puestas en servicio previstas desde el año 2005 8 Proyecto País Empresa Ubicación Región Número de trenes Egyptian LNG T1 Egipto Egyptian LNG Idku Atlántico 1 Capacidad total (MMt/año) Egyptian LNG T2 Egipto Egyptian LNG Idku Atlántico 1 3,6 SEGAS LNG T1 Egipto SEGAS LNG Damietta Atlántico 1 5 NLNG-Plus (T 4,5) Nigeria NLNG Bonny Island Atlántico 2 8 RasGas 2 T4 Qatar RasGas 2 Ras Laffan Oriente Medio 1 4,7 Atlantic LNG T4 Trinidad Atlantic LNG Point Fortin Atlántico 1 5,2 Darwin LNG Australia Darwin LNG Wickham Point Pacífico 1 3,5 Qalhat LNG Omán Qalhat LNG Qalhat, Sur Oriente Medio 1 3,3 Equatorial Guinea LNG Guinea Ecuatorial Equatorial Guinea LNG Bioko Island Atlántico 1 3,72 Snohvit Noruega Snohvit Melkoya Island Atlántico 1 4,1 RasGas 2 T5 Qatar RasGas 2 Ras Laffan Oriente Medio 1 4,7 North West Shelf T5 Australia NWS Burrup Peninsula Pacífico 1 4,4 NLNG 6 Nigeria NLNG Bonny Island Atlántico 1 4 3,6 RasGas 3 T6 Qatar RasGas 3 Ras Laffan Oriente Medio 1 7,8 Tangguh LNG Indonesia Tangguh LNG Berau Bay Pacífico 2 7,6 Qatargas 2 T4 Qatar Qatargas 2 Ras Laffan Oriente Medio 1 7,8 Qatargas 2 T5 Qatar Qatargas 2 Ras Laffan Oriente Medio 1 7,8 Sakhalin 2 T1,2 Rusia Sakhalin 2 Prigorodnoye Pacífico 2 9,6 6,7 Yemen LNG Yemen Yemen LNG BalHaf Oriente Medio 2 RasGas 3 T7 Qatar RasGas 3 Ras Laffan Oriente Medio 1 7,8 Peru LNG Perú Peru LNG Pampa Melchorita Pacífico 1 4,45 Qatargas 3 T6 Qatar Qatargas 3 Ras Laffan Oriente Medio 1 7,8 I.T. N.º 90. 2010 Actualmente, existen en el mundo un total de 84 plantas de regasificación operativas (6 de ellas en España) con una capacidad conjunta cercana a los 600 bcm anuales (unas quince veces el consumo español). Además, otras 20 se encuentran en fase de construcción. En cuanto a las instalaciones para la licuefacción, funcionan 52 plantas operativas en todo el mundo, capaces de procesar del orden de 300 bcm/año, al margen de otras 12 en distintas fases de construcción. Cabe apreciar que la capacidad total de regasificación del sistema es notablemente superior a la de licuefacción. Es una consecuencia directa de la función adicional que desempeñan las plantas de regasificación como reguladores del sistema en las distintas redes nacionales. Suelen funcionar bajo carga a demanda, ofreciendo almacenamiento temporal en sus tanques y reserva de capacidad adicional de gasificación frente a las plantas de licuefacción, cuyos trenes suelen funcionar bajo regímenes cercanos a la plena carga. Hay que remarcar que los datos ofrecidos aquí corresponden a valores de 2009 y están en constante evolución. El sector de las infraestructuras de GNL es sumamente dinámico (para el volumen de inversión involucrado) y continuamente se proponen nuevos proyectos y los existentes avanzan de la fase de planificación y autorización a la de puesta en servicio. Otro elemento relevante que considerar en la reflexión sobre el desarrollo del GNL y su evolución, a la luz de los datos de puesta en operación de plantas de licuefacción en los últimos cinco años, es la concentración en el área del Mediterráneo y Oriente Medio de gran parte de la capacidad, coincidiendo con unas expectativas, ya señaladas en este artículo, sobre un incremento sostenido de la demanda que no se ha producido. La tensión a la baja de los precios puede mantererse mientras no sea posible un ajuste en la producción. Algunos de los factores coadyudantes vendrían por una revisión a medio plazo de los contratos de aprovisionamiento entre clientes, proveedores e inversores financieros. Estos reajustes se podrían centrar en las cláusulas de take or pay, por un lado, y en la duración de los contratos y en su financiación, por otro. Algunos factores no benefician la reducción del gas disponible en la zona y en el mercado en general. Este puede ser el caso de algunos proyectos, como parte de los trenes de licuefacción desarrollados en Qatar (RasGas). Al estar estos, en gran parte, apalancados en su financiación sobre la comercialización de la fase húmeda (condensados), ligados en su precio a los derivados del crudo, es necesario mantener la producción integral. Por tanto, a pesar de no existir demanda suficiente en la zona para toda la oferta, esta se mantiene y, lógicamente, afecta a los precios. Es pues un momento de análisis sobre cuál puede ser el punto de inelasticidad oferta-demanda, ligado al incremento de los costes de la materia prima en origen por su relación con el crudo, antes mencionada. Cifras del mercado Las operaciones de importación/exportación de gas natural ejecutadas en 2008 en todo el mundo han supuesto un intercambio de 814 bcm, de los cuales el 72,2% lo fueron por gasoducto y el resto mediante GNL. No obstante, a la hora de estimar el auténtico peso que representa actualmente esta última tecnología en el mercado del gas natural, cabe introducir dos datos adicionales: Fig. 6. Flujos internacionales de gas natural por gasoducto y gas natural licuado, 2008. Fuente: Unión Fenosa Gas. I.T. N.º 90. 2010 9 • Del total de 587 bcm intercambiados por gasoducto, más de la mitad lo fueron a través de solo tres enlaces concretos (Canadá-EEUU, Noruega-Alemania y Rusia-Alemania). La dimensión del mercado del GNL es similar a la del resto del mercado de gasoductos sin estos tres. • En 1998 el volumen del mercado del GNL ascendió a 100 bcm, por lo que el incremento acumulado en solo una década supera el 120 %. Es de apreciar que este auge experimentado en los últimos años en el mercado del GNL ha venido indisolublemente ligado a la persistencia en ese periodo de tendencias al alza generalizadas en los precios de la energía y a las posibilidades que ofrece el transporte marítimo, frente al gasoducto, para las operaciones de trading y arbitraje. Por tanto, es necesaria una consideración sobre el transporte marítimo de GNL que ha representado un driver básico en el desarrollo del mercado. El transporte marítimo de gas Uno de los elementos clave dentro de la cadena de suministro de GNL es, como no podía ser de otra forma, su transporte marítimo. Dos características son esenciales a la hora de entender el transporte de GNL por barco: Fig. 7. Barco metanero Cádiz Knutsen. Fuente: Unión Fenosa Gas. 10 I.T. N.º 90. 2010 El barco se concibe como un elemento para transportar GNL a temperatura criogénica (por debajo de -163 ºC), siendo un elemento clave en su diseño los sistemas de aislamiento que minimizan la evaporación natural del gas licuado (boil-off). Los barcos disponen de unos sistemas de propulsión mediante turbina que permiten utilizar en la navegación el boiloff natural que se produce, toda vez que los sistemas de aislamiento no son efectivos al 100%. En ciertas condiciones de explotación del buque no solo se utiliza el boil-off natural, sino que puede forzarse un mayor boil-off para mejorar el rendimiento del buque (bajada de presiones en tanque e incremento de velocidades). Este desarrollo tecnológico finalmente ha derivado en dos concepciones diferenciadas de buques, que han desembocado en sus respectivas patentes referidas esencialmente a los sistemas estructurales y de contención: la de esferas (conocida también como tecnología Moss) y la de membrana (conocida también como Gaz Transport & Technigaz, pues, a su vez, estas dos empresas han desarrollado diferentes tipos de membrana). Sin entrar en excesivos detalles técnicos, podríamos decir que, en la primera de las tecnologías, la estructura de contención es una esfera de aluminio autoportante reforzada con una camisa cilíndrica en su ecuador, que estructuralmente no transmite esfuerzos al casco del buque y que cuenta con dos capas de aislamiento, una de espuma de resina fenólica y otra de espuma de poliuretano. En la segunda tecnología, el sistema de contención es una delgada membrana soportada por una capa de aislante que la confina en el propio casco del barco, al que sí transmite los oportunos esfuerzos. Siendo así, el sistema de membrana difiere del autoportante en que una barrera secundaria asegura la integridad de la carga en caso de escape en la barrera primaria hasta un máximo de 15 días. Al margen de las dos tecnologías anteriores se ha diseñado una tercera patente que combina las ventajas de ambos sistemas, que se ha denominado CS1 y que, como híbrido, cuenta con una membrana primaria de invar tipo Gaz Transport, soportada por una membrana triples como las de Technigaz, y se están desarrollando nuevas tecnologías, como la de KOGAS, cuyos primeros resultados aún no han sido testados en proyectos comerciales reales. En los últimos años se ha registrado un incremento exponencial de las dimensiones de los buques, y están en operación las primeras unidades de los denominados Qflex y Qmax. La capacidad media de los barcos construidos entre 1995 y 1999 era de 138.366 m3 frente a la 216.200 m3 del periodo 2005-2009. De igual modo, las esloras máximas han pasado de 298 m a 315 m en los mismos periodos. Si analizamos las capacidades medias en vez de las máximas, las lecturas son idénticas, habiéndose pasado a capacidades de 148.856 m3 y esloras de 284 m en el último quinquenio desde los 118.533 m3 y 268 m de hace menos de diez años. La repercusión directa de este incremento de tamaño y desarrollo tecnológico reside en un potencial abaratamiento de costes y alcance de mayores distancias, que compensa la menor flexibilidad del transporte de gas natural, por ejemplo, frente al crudo, debido a las pérdidas ligadas al boil-off, y que, Fig. 8. Barco metanero Galicia Spirit. Fuente: Unión Fenosa Gas. Fig. 9. Interior del tanque de un buque de membrana. Fuente: Unión Fenosa Gas. I.T. N.º 90. 2010 11 en su tendencia a una fuerte reducción, incrementarán la liquidez del mercado en la línea de una mayor especulación temporal ligada a la demanda. En este sentido, cabe destacar los sistemas de licuefacción a bordo conocidos como Floating LNG y, en cierta relación con ellos, el desarrollo de unidades de regasificación que permiten evitar las plantas on-site, conectándose de forma directa a las redes de gasoductos o hubbs internacionales. Finalmente, una mención a una línea tecnológica que puede ser interesante para distancias medias, reduciendo el coste de construcción, mediante el transporte presurizado commpressed natural gas, que hacia la segunda mitad de este decenio y en un escenario de recuperación de la demanda puede tener un papel complementario de importancia. El mercado español del gas natural El contexto europeo La evolución del mercado español del gas natural en la última década ha venido marcada, indudablemente, por la integración en el espacio común europeo y su orientación normativa, cuyos pilares básicos han sido las sucesivas directivas emitidas por el Parlamento Europeo y el Consejo: • Directiva 1998/30/CE, que contiene normas comunes para el mercado interior del gas. • Directiva 2003/55/CE y su reglamento 1775/2005, con las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo. • Directiva 2009/73/CE y su reglamento 715/2009, con incidencia especial en las facultades de los agentes y organismos reguladores. Las políticas energéticas impulsadas por la UE, cuya transposición al ordenamiento jurídico español ha supuesto el marco fundamental para el desarrollo de la comercialización y la posibilidad de competencia en el mercado industrial, han definido la intencionalidad regulatoria comunitaria como enmarcada por tres ejes que encarnan las orientaciones estratégicas clave: • La seguridad de los aprovisionamientos, dado el carácter estratégico de las fuentes energéticas para la economía, que se evalúa en términos de dependencia de las importaciones y su vulnerabilidad. • Las políticas relacionadas con el medio ambiente, el cambio climático y el desarrollo sostenible, que tenderán a penalizar aquellos combustibles y procesos menos respetuosos con el logro de sus objetivos. En particular, hay que tener presente el compromiso de la Unión en relación con el protocolo de Kioto de reducir las emisiones de CO2 en 2012 un 8% respecto a los niveles de 1990 para la UE-15. • El desarrollo del mercado interior de la energía que, al perseguir la competencia intrasectorial e intersectorial, favorecerá la utilización de los combustibles y procesos más económicos y no necesariamente su diversificación o la introducción de otros (por ejemplo, las energías renovables), salvo que se arbitren incentivos de carácter regulatorio o económico. La evidencia, dentro de este marco, del espíritu decididamente liberalizador de los mercados energéticos, con la condición de utilities y servicio público (distribución por redes), potencia la posibilidad de comercialización por diferentes opera12 I.T. N.º 90. 2010 Fig. 10. Calendario de la liberalización de los mercados del gas en Europa y España. Fuente: Unión Fenosa Gas. dores en igualdad de condiciones. Puede recordarse, no obstante, que, para el caso del gas natural, liberalización no es sinónimo estricto de comercialización en competencia, ya que, en su ausencia, persistiría la que puede darse frente a otras fuentes. Liberalización La evolución de la liberalización del mercado gasista en España, iniciada en 1998, ha sido notablemente más rápida de lo que estaba estipulado por la primera directiva europea. El gráfico de la figura 10 representa el ritmo impuesto por la transposición a la legislación nacional a través de las distintas disposiciones, que tienen la piedra angular de su arranque en la Ley de Hidrocarburos de ese año (Ley 34/1998, hoy parcialmente derogada por la Ley 25/2009 –o Ley Ómnibus–), y a la que se fueron incorporando sucesivos adelantos en el calendario impuesto. Puede comprobarse que el impulso dado así por la Administración ha supuesto acelerar en diez años la liberalización del sector, que puede darse prácticamente por concluida a la fecha a efectos de libertad de elección del suministro. Merece la pena resaltar también que, además de los avances en la liberalización de la comercialización, España ha avanzado también notablemente más que los países comparables de su entorno (Francia, Alemania, etc.) en lo tocante a medidas liberalizadoras referentes al propio funcionamiento del sistema. Entre otras: • Implantación generalizada del modelo de ATR. • Separación de actividades en evitación de empresas verticalmente integradas. • Independencia societaria y funcional del responsable de la gestión técnica del sistema. Las cifras del mercado. Evolución histórica Una característica fundamental del mercado español del gas natural en las últimas dos décadas ha sido su acentuado y sostenido desarrollo, alcanzándose en el periodo 1995-2005 tasas de crecimiento promedio del 15%; crecimientos que en los años más recientes han sido debidos, en su mayor medida, a la introducción de las centrales de generación de ciclo combinado. Fig. 11. Ventas de gas natural en España (cantidades en bcm). Fuente: Unión Fenosa Gas. Cabe observar, sin embargo, que dicha tendencia de largo plazo ha sido interrumpida en el último ejercicio por el obligado contexto de crisis económica internacional, que ha impuesto en 2009, por primera vez, una reducción en el consumo nacional respecto al ejercicio anterior. En el análisis de los valores absolutos del mercado dentro del contexto de su entorno de países comparables, la Unión Europea, España ocupa una posición intermedia, aún alejada de los consumos que exhiben Italia, Alemania o Reino Unido. No obstante, valorando criterios que incorporen la ponderación de las distintas circunstancias socioeconómicas (consumos per cápita o consumos por unidad de PIB, por ejemplo), puede concluirse que el grado de penetración del gas natural en España no está ya tan alejado del de las economías más desarrolladas, representando prácticamente el 25% de la energía primaria consumida en España, muy cerca de la media de la UE-15. Resulta también de obligado interés realizar al menos un primer análisis acerca de la estructura del mercado español desde la doble perspectiva de la oferta y la demanda. El sector industrial es el primer demandante de gas natural en España, seguido muy de cerca por las centrales de generación de energía eléctrica, a la fecha, representadas prácticamente en su totalidad por las de tecnología de ciclo combinado. Entre los dos suponen el 85 % de los consumos. La generación eléctrica mediante ciclos combinados, que en la actualidad tiene una potencia instalada de 22.000 MW, y que tendencialmente supondrá un porcentaje relativo del consumo total del gas para los próximos 10 años en torno al 30-35%, ha sido el gran impulsor del mercado, un mecanismo biela-manivela que ha producido un efecto potenciador en el desarrollo del mercado del gas en España. El descenso de consumo, y de la utilización de las infraestructuras, puede hacer dudar de la idoneidad de esta situación, pero las inversiones realizadas, además de tener un efecto de respaldo y apoyo al sistema de generación eléctrica, cada vez con más peso en las energías renovables, tendrán un efecto de conocimiento tecnológico y de mercado que veremos aflorar en los próximos años. Fig. 12. Consumos de gas natural en la Unión Europea, año 2008 (cantidades en bcm). Fuente: Unión Fenosa Gas. Fig. 13. Ciclos combinados de Sagunto, Valencia. Fuente: Unión Fenosa Gas. El resto lo constituyen los usos domésticos y comerciales, que, a diferencia de algunos mercados del norte de Europa, tienen un peso menos determinante, y los no energéticos, en el caso español de forma casi exclusiva la fabricación de fertilizantes, con un valor cercano al testimonial. Desde el lado de la oferta, el mercado español se caracteriza por una intensa competencia entre un número de actores comparativamente elevado para su envergadura. Los más significativos pertenecen sin excepción al sector utilities, a diferencia de otros mercados foráneos donde pueden predominar empresas provenientes del sector petrolero. Fruto de esa intensa competencia, las cuotas de mercado de los principales ofertantes han ido evolucionando desde la situación inicial de cuasi monopolio, al principio de la liberalización en España, hasta una distribución relativamente I.T. N.º 90. 2010 13 Fig. 14. Distribución de las ventas de gas natural en España por mercados, año 2009. Fuente: Unión Fenosa Gas. Fig. 15. Cuotas de mercado del gas natural en España por volumen de ventas, año 2009. Fuente: Unión Fenosa Gas. equilibrada. Si bien hay que apreciar que los datos ofrecidos en el gráfico de la figura 15 corresponden a un tiempo determinado y suelen variar apreciablemente en función de las circunstancias de aprovisionamiento y las estrategias comerciales de los distintos competidores. Respecto a los aprovisionamientos al mercado español para satisfacer esta demanda durante 2009, aproximadamente el 74% llegó a través de GNL transportado en buques metaneros, mientras que el 26% lo hizo vía gasoducto. Estos datos, a pesar del incremento previsto de la capacidad de aprovisionamiento por gasoducto por la futura puesta en marcha del gasoducto Medgaz, confirman la posición de liderazgo europeo de España en GNL. De las 17 plantas operativas en 2009 en Europa, 6 se encuentran ubicadas en España (7 en la península Ibérica) y reciben más del 50% del GNL suministrado a la Unión Europea. En la actualidad, con la apertura de los mercados energéticos, la necesidad de poner a disposición de los consumidores los productos y servicios de cada empresa hace que las políticas comerciales alcancen una gran relevancia, en especial para garantizar el retorno de las fuertes inversiones necesarias dentro del sector de la energía. Es imprescindible también, dentro de la comercialización de gas natural, no olvidar su carácter de commodity, de producto indiferenciado, que obliga, en los mercados en competencia, a trazar una estrategia comercial basada en seguridad de marca, garantía de suministro, y productos y servicios de valor añadido para los consumidores, destinatarios del producto. La satisfacción de las necesidades del cliente (necesidades energéticas de productos y servicios en nuestro caso), como objetivo inherente a toda cadena de actividad comercial, exige de forma implícita el aporte de valor por parte de cada uno de sus eslabones, considerado desde la triple perspectiva del cliente, los mercados y los accionistas. De este modo, son los objetivos de la comercialización de gas natural: • El aumento del valor percibido por el cliente, lo que, dado el carácter de producto indiferenciado por excelencia que identifica al gas natural, estará orientado fuertemente a la mejora de las condiciones de acceso al producto. • La contribución al funcionamiento de los mercados, desde una perspectiva finalista de la cadena del gas, facilitando el equilibrio entre la oferta y la demanda y las consideraciones particulares de mercados diferentes. • Como actividad empresarial que es, el aporte de rentabilidad intrínseca asociada a la estructura comercial, considerando el entorno que definen las características de servicio público que exhibe la actividad, el grado de perfección de los mercados, la competencia existente y el marco regulatorio. La comercialización del gas natural en España La comercialización, entendida como la actividad que permite la aproximación, la puesta a disposición de los consumidores, utilizadores y usuarios finales de la producción, satisfaciendo una necesidad, supone en la economía de mercado el equilibrio necesario entre la oferta y la demanda que determina la evolución de los sectores económicos. Un intenso desarrollo de la exploración y producción o de las redes de distribución dentro del campo energético carece de sentido económico sin una aplicación en los procesos productivos finales, que debe ser canalizada a través de una actividad de comercialización, aunando la comprensión de las necesidades del mercado final con la innovación y diferenciación de los productos que comercializar. En este sentido, el desarrollo del gas natural en la economía occidental durante los últimos veinte años viene ligado inseparablemente a su puesta a disposición de los usuarios finales, unido a su idoneidad y disponibilidad para diferentes aplicaciones. De forma general, la utilización del gas representa una sustitución de otras energías, siendo necesaria una comunicación, una transmisión al consumidor de las ventajas diferenciales, que representan la creación y satisfacción de una necesidad que ha provocado incrementos en la producción o en la calidad de vida. 14 I.T. N.º 90. 2010 Evolución del mercado español Después de este periodo de marcado crecimiento, y dado el fuerte protagonismo de las energías renovables en el mercado español, el futuro del gas natural en España puede venir definido, en primer lugar, por su estabilización dentro del mix energético español, uno de los más diversificados del mundo, en función de los precios relativos de la materia prima en el contexto internacional y de nuestros países proveedores. Fig. 16. Planta de regasificación de Sagunto, Valencia, en fase de construcción del cuarto tanque de almacenamiento. Fuente: Unión Fenosa Gas. Nuestra posición como grandes operadores de GNL nos ayudará a garantizar esta competitividad, equilibrada en sus riesgos con el incremento del gas por gasoducto cuando se produzca la entrada en operación del nuevo gasoducto Medgaz (Argelia-España). Este gasoducto debe jugar un papel fundamental en la seguridad de suministro de toda Europa, puesta en cuestión en los últimos años debido a la excesiva dependencia del gas procedente de Rusia en Europa Central, como doble entrada de seguridad, cumpliéndose uno de los pilares de la política energética Europea. Para que se cumpla este objetivo, es esencial el desarrollo de las conexiones internacionales, especialmente con Francia, mucho más allá de las planificadas en la actualidad en tiempo y capacidad. En este sentido, no es desdeñable considerar una futura conexión con Gran Bretaña a través de algún punto del canal de la Mancha hacia la Red Nacional Británica o alguna de sus plantas de regasificación. Se podría producir un gran hub (nudo) complementario a Zeebrugge, y que permitiría una enorme competitividad de cara a todos los mercados internacionales. Finalmente, destacaremos dos aspectos primordiales para España, en cuanto al desarrollo del mercado, en su objetivo de cumplir las directrices europeas en 2020 (el conocido co- mo 20/20/20). Por un lado, el apoyo del gas natural en algunas tecnologías de energías renovables, en especial, en las solares termoeléctricas o en las de biomasa, igualmente en generación distribuida como posible back-up de plantas eólicas que, en una optimización de nuestro parque de producción eléctrica, necesiten, en cualquier circunstancia de viento, una producción mínima. Por otro, el papel esencial del gas natural para vehículos como parte fundamental en la reducción de las emisiones de CO2 (muy concentradas en el sector de transporte), en una doble vía: los vehículos propulsados por gas natural en sus diferentes versiones tecnológicas, y el desarrollo de los vehículos eléctricos híbridos enchufables (junto con el GLP), apuesta de innovación del sector tecnológico español que esperemos constituya una gran ventaja competitiva para nuestro desarrollo económico en los próximos años. ■ Juan Carlos Muñoz García Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Consejero de Unión Fenosa Gas Comercializadora, S.A. e Infraestructuras de Gas, S.A. I.T. N.º 90. 2010 15
