Energía: agitación en el sector energético: cómo pueden beneficiarse los inversores

nortey está bien Para reducir la gran dependencia de Alemania del suministro de gas de Rusia lo antes posible, se construirán las primeras terminales para la entrega y distribución de gas licuado GNL en el Mar del Norte en Wilhelmshaven y en Brunsbüttel. En Brunsbüttel, el especialista holandés en terminales Vopak LNG Holding tiró la toalla en diciembre y canceló sus inversiones. Ahora el gobierno federal se está involucrando a través del banco de desarrollo KfW con 500 millones de euros y el 50 por ciento de la empresa operadora, el 40 por ciento es absorbido por el operador de red de gas holandés de propiedad estatal Gasunie y el diez por ciento por el proveedor RWE. Gasunie será el operador de la planta.

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Además de Brunsbüttel y Wilhelmshaven, Stade y Rostock también se están discutiendo como ubicaciones para terminales de GNL. Según la asociación de energía VDEW, hay 36 terminales de GNL en funcionamiento en toda Europa.

Según la VDEW, la República Federal de Alemania puede obtener GNL a través de los gasoductos existentes desde las terminales de Gate en los Países Bajos, de Dunkerque en Francia y de Zeebrugge en Bélgica hasta que estén operativas las terminales de Alemania, que según estimaciones iniciales se encuentra en Brunsbüttel en el más temprano en 2025.

El petróleo y el gas juntos representaron el 59 por ciento del consumo de energía de Alemania en 2021. Dos tercios de los suministros de gas provienen de Rusia, el 21 por ciento de Noruega y poco más del once por ciento de los Países Bajos.

Para asegurar los suministros de GNL de Alemania, el ministro federal de Economía, Robert Habeck, viajó a Doha, la capital del estado desértico de Qatar. El segundo mayor productor mundial de gas licuado después de Australia tiene la intención de expandir significativamente sus capacidades en los próximos años. Habeck logró acordar “una asociación energética a largo plazo” con Qatar. Sin embargo, a corto plazo, los acuerdos no ayudan a Alemania a reemplazar el gas de Rusia. Esta es probablemente una de las razones por las que Habeck advirtió que el trabajo de planificación y construcción de las terminales de GNL en Brunsbüttel y Wilhelmshaven debe ser significativamente más corto que los cinco años que han sido habituales hasta ahora.

Sustituto del 40 por ciento del gas de la UE

El 23 de marzo, Rusia anunció que en el futuro solo aceptaría rublos para exportar gas. Esta medida radical del Kremlin, que también rompe los contratos de suministro existentes, encareció el gas en un 30 por ciento el miércoles. En Europa, Rusia cubre alrededor del 40 por ciento de las necesidades de gas. Es probable que la maniobra del Kremlin para apuntalar la moneda nacional afecte los planes de la UE para reemplazar una parte significativa del gas ruso con GNL adicional dentro de un año. Según cálculos del servicio bursátil estadounidense Bloomberg, esto requeriría importaciones del orden de casi 40 millones de toneladas. Eso casi corresponde al requerimiento anual de Corea del Sur. El país es el tercer mayor comprador en el mercado mundial. DLa demanda de la UE superaría con creces la oferta adicional disponible. Alrededor del 65 por ciento de la producción de GNL está asegurada por contratos a largo plazo: “Esto ejercería una enorme presión alcista sobre los precios al contado”, advierte Saul Kavonic, analista de energía de Bank Credit Suisse. Los suministros mundiales de gas son escasos. Es probable que el plan de GNL de Europa impulse los esfuerzos de los países asiáticos para asegurar el gas. “Es muy ineficiente cuando el GNL australiano va a Europa, pero eso podría suceder. La mayoría de las reglas del mercado energético se han tirado por la borda”, dice el experto Kavonic.

Reorganización en el mercado del gas

Meg O’Neil, directora ejecutiva de Woodside Petroleum, dijo: “El mundo pensará con seriedad sobre el camino hacia la diversificación energética y mirará a países como EE. dijo recientemente en una conferencia en Sydney. Woodside Petroleum es el número 1 de Australia en gas natural y GNL.

Los efectos globales de la guerra de Rusia en Ucrania cambiarán el mercado del gas para siempre. Según VDEW, las terminales de GNL de Europa se utilizaron en un 40 por ciento en 2020, por lo que existe la posibilidad de mayores volúmenes de entrega incluso sin nuevos edificios. Sin embargo, queda por ver qué tan bien se puede distribuir el GNL adicional a través de la infraestructura en Europa. También se espera que Equinor de Noruega, el segundo mayor proveedor de gas de Alemania, aumente su capacidad de exportación.

En su viaje al Golfo Pérsico, el ministro de Economía, Habeck, también visitó los Emiratos Árabes Unidos con una delegación de representantes de empresas alemanas, incluido el jefe de RWE, Markus Krebber, y la directora de Thyssenkrupp, Martina Merz, para negociar la cooperación en materia de hidrógeno en Abu Dabi.

El hidrógeno es un negocio con un gran potencial tanto para RWE como para Thyssenkrupp. RWE, que alguna vez fue el segundo mayor proveedor de electricidad de Alemania a partir de gas y carbón, ahora está alineando su modelo de negocios con energías renovables e hidrógeno. Después de intercambiar áreas comerciales con el excompetidor Eon, ahora el operador de red más grande de Europa, RWE es el mayor proveedor de electricidad verde de Alemania.

En Brunsbüttel, RWE también está construyendo una terminal para amoníaco verde en paralelo con su participación en la terminal de GNL. Verde porque el gas se produce a partir de tres moléculas de hidrógeno y una de nitrógeno utilizando electricidad procedente de energías renovables.

El amoníaco, una materia prima codiciada para los fertilizantes nitrogenados, también es un medio de transporte conveniente para el hidrógeno. A partir de 2026, se entregarán 300 000 toneladas de amoníaco verde cada año a Brunsbüttel para distribuirlo a los clientes de RWE. En la siguiente etapa de expansión, también se producirá hidrógeno verde a partir del amoníaco. RWE quiere entregar la fuente de energía directamente a los clientes industriales a través de tuberías. Para este propósito, se entregarán a Brunsbüttel hasta dos millones de toneladas de amoníaco cada año.

El potencial del hidrógeno

Mientras tanto, el grupo industrial y siderúrgico Thyssenkrupp se prepara para la salida a bolsa de su filial de hidrógeno Nucera. La compañía ha desarrollado una nueva tecnología de electrólisis de agua alcalina para producir hidrógeno verde a escala industrial. A finales de año, la cartera de pedidos de Nucera era de 900 millones de euros. A finales de diciembre, el fabricante estadounidense de gases industriales Air Products encargó una planta con una capacidad de dos gigavatios para uno de los mayores proyectos de hidrógeno verde.

El potencial de mercado para empresas como Nucera de Dortmund, NEL Asa de Noruega y Plug Power de EE. UU. es enorme. Los altos precios del gas deberían acelerar el cambio tecnológico de gris a verde en la producción de hidrógeno, es decir, la sustitución del gas natural por la electrólisis del agua con electricidad procedente del sol y el viento. Según Nucera, recientemente se vendieron 110 mil millones de dólares en todo el mundo con hidrógeno gris. Con el uso de la electrólisis del agua para el hidrógeno verde, los expertos esperan un volumen de ventas siete veces mayor para 2050. El grupo de gases industriales más grande del mundo, Linde, que genera alrededor del siete por ciento de sus ventas con hidrógeno, también es uno de los grandes ganadores.

El poder del sol y el viento

La electricidad del viento y el sol es la base no solo para el hidrógeno, sino también para toda la conversión de la economía respetuosa con el clima, es decir, también para el cambio de gris a verde en la producción de amoníaco, metanol y productos de refinería. En la UE, cada año se utilizan 50 000 millones de metros cúbicos de gas para este fin. Cambiar a la electrólisis con electricidad verde reduciría el consumo de gas en Europa en un impresionante doce por ciento. Aquí, también, los altos precios del gas deberían acelerar el cambio a lo verde y, por lo tanto, también la expansión de las capacidades para la electricidad del sol y el viento.

Una buena quinta parte del suministro de gas ruso, que según la agenda RePowerEU de la Comisión de la UE se reemplazará dentro de un año, se compensará con electricidad verde de parques eólicos y solares. Esta es una buena noticia para RWE y el mayor operador mundial de parques eólicos marinos, Ørsted de Dinamarca.

Debido a que los parques eólicos y solares se pueden instalar mucho más rápido en tierra que las plantas de energía verde en el mar, el negocio de la empresa de servicios públicos Energiekontor, con sede en Bremen, también debería recuperarse. En Alemania, la Liga Hanseática suministra electricidad desde 28 parques eólicos y un parque solar. Para crecer rápidamente y suministrar directamente a las empresas electricidad verde en el futuro, Energiekontor ahora asume más de la mitad de sus proyectos en su propia cartera.

También es probable que el negocio de los grandes proveedores se acelere: por ejemplo, en el desarrollador danés de turbinas eólicas Vestas o en First Solar, cuyos módulos solares de película delgada son un poco más caros pero más eficientes que los productos producidos en masa en China. Enphase Energy, también de EE. UU., marca tendencia con sus microinversores. Los módulos que convierten la corriente continua de las células solares en corriente alterna para la red son mucho más pequeños que los inversores de la competencia y conectan módulos solares individuales directamente a la red. Esto hace que su uso sea flexible.

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